Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

2____________

Научные основы повышения эффективности разработки месторождений природных газов

Многолетнее изучение и анализ различных аспектов проблемы добычи газообразных и жидких углеводородов позволили автору создать научные основы повышения разработки месторождений природных газов.

Основные результаты теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований автора с коллегами по этой проблеме составляют содержание данной главы.

2Л____________________________

Исследование процесса вытеснения выпавшего в пласте конденсата жидкими углеводородными и неуглеводородными растворителями

2.1.1

Вытеснение ретроградного конденсата легким углеводородным растворителем

В этом разделе описываются экспериментальные исследования, которые были выполнены с целью более полно раскрыть механизм вытеснения выпавшего в истощенном пласте газового конденсата легкими углеводородными растворителями: этаном, этан-пропановой фракцией, ШФЛУ. Одновременно изучалось влияние степени истощения газоконденсатного пласта

109

на эффективность процесса вытеснения выпавшего конденсата растворителем.

Все эти растворители состоят практически только из промежуточных компонентов. Свойства промежуточных компонентов как растворителей веществ нефтяной и газаконденсатной природы подробно исследованы Т.П. Жузе, Г.С. Степановой, А.Ю. Намиотом и другими исследователями. Основные интересующие нас физические свойства промежуточных компонентов даны в табл. 2.1. Зависящие от давления параметры — плотность, вязкость, константа фазового равновесия — фиксированы при давлении 10 МПа, поскольку приблизительно такое значение давления характеризует начало завершающей стадии разработки ГКМ, к которой относятся многие из описываемых в данной работе исследований.

Наименьшей молярной массой из всех промежуточных компонентов и, следовательно, наименьшими плотностью и вязкостью при прочих равных условиях обладает этан. Особенностью физических свойств этана является то, что при типичных пластовых давлениях любой, в том числе и завершающей (5-15 МПа), стадии разработки ГКМ константы фазового равновесия этана близки к единице независимо от значения давления схождения. Эта особенность проявляется в процессе разработки ГКМ на истощение, в частности, в том, что содержание этана в пластовом газе и продукции промысла почти не изменяется за весь период разработки.

Константы фазового равновесия промежуточных компонентов с более высокой, чем у этана, молярной массой (пропан, бутан) при пластовых

Таблица 2.1

Некоторые свойства промежуточных углеводородов метанового ряда

Свойства, параметры
Компоненты

С2
С3
г-С4
н-С4
изо-С5
н-С5

Молярная масса, г/моль
30,07
44,09
58,12
58,12
72,15
72,15

Критическая температура,
32,2
96,8
133,9
152,0
187,8
196,6

•с

Критическое давление, МПа
4,88
4,26
3,64
3,80
3,30
3,37

Плотность при 10 МПа,

г/см3, при температуре:

20 °С
0,397
0,524
—
0,602
—
0,642

62 °С
0,261
0,468
-
0,555
-
0,600

80 °С
0,206
0,441
—
0,530
—
0,573

Вязкость при 10 МПа,

10"2МПа-с, при темпера-

туре:

20 °С
5,5
11,9
—
18,6
—
25,4

62 °С
3,2
8,6
—
12,8
—
16,3

80 °С
2,7
7,3
-
10,7
-
13,5

Константа равновесия при

10 МПа:

рС1 = 13,7 МПа:

f = 20 °С
0,80
0,38
—
0,20
—
0,12

f = 62 °С
1,02
0,60
—
0,33
—
0,20

рС1 = 20,6 МПа:

f = 20 °С
0,70
0,33
—
0,16
—
0,07

f = 62 °С
1,00
0,52
-
0,28
-
0,14

рС1 = 34,3 МПа:

f = 20 °С
0,70
0,32
—
0,15
—
0,06

f = 62 °С
0,99
0,51
—
0,26
—
0,12

110

давлениях, характерных для завершающей стадии разработки ГКМ, значительно меньше единицы, но достаточно высоки, чтобы в газовой фазе сохранялось близкое к начальному содержание этих компонентов в течение всего периода разработки. Естественно, что значительная часть массы этих компонентов на завершающей стадии разработки ГКМ содержится в жидкой фазе — выпавшем конденсате, несмотря на относительно небольшую объемную долю конденсата в системе. Так, в истощенной до 10 МПа вук-тыльской ГКС распределение масс промежуточных компонентов между газовой и жидкой фазами следующее:

Фазы

Этан

Пропан

Бутаны

Газовая.................... 0Г788

Жидкая.................. 0Г212

Всего........................ 1,000

0Г661 0Г499

0,339 0,501

1,000 1,000

Типичные аая промежуточных компонентов свойства этана обеспечивают достаточно высокую эффективность вытеснения выпавшего конденсата при использовании этана в качестве растворителя: оторочка этана в условиях истощенной газоконденсатной залежи неограниченно смешивается как с пластовой газовой фазой, так и с пластовой жидкой фазой (выпавшим конденсатом).

Экспериментальные исследования позволили раскрыть механизм вытеснения конденсата этаном в условиях, когда ГКС является двухфазной со значительным преобладанием газовой фазы и с неподвижным до введения этана жидким конденсатом. Было показано, что выпавший конденсат тем эффективнее вытесняется этаном, чем значительнее пластовое давление превышает критическое давление (4,88 МПа) этана (рис. 2.1, 2.2, 2.3).

Рис. 2.1. Зависимость молярной массы МСз+ Рис. 2.2. Компонентоотдача в процессе (кривая 1), молярной доли С2 (кривая 2 и КГФ «"и* Г-1о^о™™1™а соответственно 0,9; 1,6; 1,5; 1,3 и 1,1

(кривая 3 ) от объема закачанного этана

111

Рис. 2.3. Зависимость молярной массы Мс , расхода этана G, КГФ (а) и молярной доли С1Г

Со, С (б) от объема пюокачанного газа:

I — р = б МПа; t = 60 °С; w = 2 м/сут; С2 исх = 11,7 %; II - р = 10 МПа; t = 60 °С; w = = 2,5 м/сут; С2 исх = 4,5 %; III — р = 15 МПа; ? = 60 °С; w = 1 м/сут; С2 исх = 9,3 %; /У — р = б МПа; t = 20 °С; w = 2 м/сут; С2 исх = 8 %; V - р = б МПа; t = 20 °С; w = 3 м/сут; С2 = 8 %. Пунктирная линия разделяет области С3 и С4

Специально осуществленный эксперимент по вытеснению выпавшего конденсата оторочкой этана на модели пласта длиной около 1 м дал возможность детально исследовать механизм процесса вытеснения. На рис. 2.1 представлены графики изменения КГФ, молярной массы фракции С5+ и молярной доли этана в продукции в зависимости от объема закачанного растворителя. Эксперимент проводили при постоянных давлении

112

(13,2 МПа) и температуре (60 °С) со средней скоростью продвижения фронта этана 1,6-10"5 м/с. Анализируя результаты эксперимента, можно прийти к выводу, что на фронте вытеснения осуществляется двухфазная фильтрация пластовой смеси. На рис. 2.2 показаны в относительных единицах зависимости содержания Сг компонентов в отбираемой смеси от их молярной массы Мг:

q = с, (MJ,

где Сг = Стг /Скг — текущее содержание z'-ro компонента в продукции; Скг — содержание z'-ro компонента в модели пласта к концу процесса истощения.

из

Рис. 2.3. Продолжение

При прокачке через модель пласта поровых объемов этана Vп = 0,9 компонентный состав продукции (кривая 1) соответствует составу газовой фазы пластовой смеси в момент завершения процесса истощения модели (при давлении 13,2 МПа). Состав отбираемой смеси резко меняется при прокачке 1,1 поровых объема этана (кривая 5)

Анализ состава фракции С3+ показывает, что относительное содержание наиболее тяжелого компонента имеет максимальное значение по сравнению с другими компонентами. Эта закономерность соблюдается до прокачки 1,5 объема пор этана. Очевидно, этан, растворяясь в конденсате при непрерывном массообмене между фазами системы, создает на фронте вытеснения вал жидких углеводородов насыщенностью выше критичес-

114

кой, при которой начинается двухфазная фильтрация. При прочих равных условиях эффективность процесса вытеснения конденсата этаном тем выше, чем ближе физическое сродство этана и конденсата! в условиях пласта с относительно невысокой температурой (около 20 °С) вытеснение конденсата происходит с меньшим удельным расходом растворителя, чем при температурах приблизительно 60 °С. Увеличение молярной массы растворителя позволяет повысить эффективность процесса вытеснения (рис. 2.4).

Влияние темпа прокачки растворителя на эффективность вытеснения выпавшего конденсата (табл. 2.2 и рис. 2.3) свидетельствует о важной роли в механизме вытеснения молекулярного и конвективного перемешивания.

В связи с этим определение размеров зоны перемешивания (переходной зоны) пластового флюида с вытесняющим его растворителем является важной исследовательской задачей (как ^ля науки, так и для практики).

115

0,6

Рис. 2.3. Продолжение

Таблица 2.2

Конденсатоотдача модели пласта длиной 5 м как функция скорости вытеснения выпавшего конденсата этаном

Номер эксперимента

Линейная скорость

продвижения фронта

этана, 1(Г5 м/с

Конденсатоотдача модели пласта относительно начальных запасов, %

после закачки двух по-ровых объемов этана

включая истощение*

53 43 46

2,34 3,58 8,68

58 57 47

80 78 69

Среднее значение

4,86

54

75

Темп истощения во всех трех опытах был одинаковым, близким к равновесному.

116

Рис. 2.4. Зависимость молярной массы Мс , расхода смеси этана и пропана G (молярная доля 50 и 50 %), КГФ (а) и молярной доли Cv С2, С3 и С5+ [б) от объема прокачанного газа:

р = 6 МПа; t = 60 °С; w = 2 м/сут; (С2 + С3)исх = 12г4 %

2.1.2

Оценка размеров переходной зоны при вытеснении выпавшего в пласте конденсата растворителями

Анализ результатов выполненных экспериментальных исследований и расчетов показал, что выпавший в процессе истощения газоконденсатного пласта углеводородный конденсат может быть извлечен на поверхность с помощью жидких в пластовых условиях растворителей углеводородной природы.

Многочисленные эксперименты и промысловый опыт свидетельствуют о том, что для вытеснения углеводородов из пласта растворителем нет необходимости заполнять растворителем весь поровый объем, достаточно создать оторочку размером от 3-4 до 10-12 % объема пор. Максимальные размеры оторочки обусловливаются степенью неоднородности пласта-коллектора, минимальные - физикой образования переходной зоны в условиях однородного пласта. Для оценки минимальной длины переходной зоны при вытеснении нефти растворителем П.И. Забродин, Н.Л. Раков-ский, М.Д. Розенберг использовали результаты экспериментов на моделях однородного пласта длиной до 50 м. Было установлено, что при вытеснении нефти темп увеличения длины зоны смеси в начале процесса вытеснения очень высок, однако после того, как фронт растворителя продвинется на 10-20 м, длина зоны смеси практически стабилизируется. Так, на участке продвижения фронта от 20 до 50 м при отсчете от места поступления растворителя в пласт длина зоны смеси по экспериментальным данным возрастала в среднем всего на 9,5 %. При дальнейшем продвижении фронта за пределы 50-метрового участка темп возрастания длины зоны смеси становится незначительным: на расстоянии от 20 до 500 м длина зоны смеси по полуэмпирической формуле ВНИИнефти возрастает менее чем на 40 %. Это свидетельствует о том, что для оценки ожидаемой в пластовых условиях длины зоны смеси при проектировании опытно-промышленного эксперимента по вытеснению нефти или выпавшего конденсата растворителем можно выполнять лабораторные эксперименты на модели пласта длиной 20 — 50 м. В зависимости от проектного расстояния между нагнетательной и эксплуатационными скважинами полученное в экспериментах значение длины зоны смеси 7СМ можно увеличить согласно полуэмпирической формуле ВНИИнефти:

7СМ = Сха, (2.1)

где С и а - безразмерные коэффициенты, являющиеся функциями соотношения вязкостей вытесняемого флюида и растворителя; х - пройденное фронтом растворителя расстояние, м.

С целью оценки длины зоны смеси при вытеснении растворителем выпавшего конденсата, фазовая насыщенность пласта которым низка, что типично для истощенных ГКМ Урало-Поволжья, были выполнены эксперименты на физических моделях пласта длиной 2; 5 и 20 м. Все эти эксперименты выполнены при температуре 30 ± 1 "С. Скорость вытеснения конденсата растворителем соответствовала темпу продвижения фронта растворителя (этана) от 3- Ю-6 до 9- Ю-5 м/с.

Первым этапом экспериментов было создание в моделях условий, со-

118

Рис. 2.5. Динамика конденсатогазово-го фактора КГФ (кривые 1, 3, 5) и молярной массы a продукции (кривые 2, 4, 6) при вытеснении конденсата этаном из моделей пласта различной длины L: 1, 2 - L = 20 м; 3, 4 - L = 5 м; 5, 6 -L = 2 м

Рис. 2.6. Зависимость ширины lСМ зоны смеси с молярной массой a > > 30 г/моль от пройденного фронтом этана расстояния I

ответствующих по фазовому, компонентному составу и термодинамическому состоянию условиям истощенной до б МПа газоконденсатной залежи. Методика осуществления операций этого этапа, как и операций последующих этапов, рассмотрена выше. Исходная ГКС имела следующий состав (молярная доля, %): Q -83,58; С3 - 9,66; С4 - 2,12; С5 - 1,64; С6 - 1,03; С7 - 0,71; С8 - 0,58; С9 - 0,29; С10 - 0,19; С11 - 0,10; С12 - 0,10.

Вторым, основным этапом было вытеснение растворителем — этаном двухфазной ГКС с целью извлечения выпавшего конденсата. Результаты, полученные на втором этапе экспериментов, приведены на рис. 2.5 и 2.6. Обращает на себя внимание такая особенность процесса вытеснения конденсата, как компактность зоны, т.е. приведенной к пластовым условиям части продукции с молярной массой 30 г/моль, превышающей молярную массу закачиваемого растворителя — этана. Эта компактность зоны смеси объясняется, очевидно, низкой насыщенностью пористой среды выпавшим конденсатом; при давлении истощения б МПа в жидкой фазе ГКС исследованного состава находится всего 1,5 — 2 % объема системы.

Из результатов описанных в этом разделе экспериментов следует, что независимо от значения насыщенности пласта выпавшим конденсатом (исследован диапазон от 1-2 до 10 % объема пор) относительная длина 1см/х зоны смеси растворитель — конденсат при вытеснении с типичными пластовыми скоростями не превышает для пройденных расстояний следующих значений:

y м S 20 SO S00

1 м................................. 15 35 3 8- 4 8'

?>*.ZI»IZIZI ОЗ о! 175 0,076 0,01

'Опенка по <±>оюмуле (2 1 с учетом экспеои-ментальных данных дД i < 20 м.

119

Найденные размеры зоны смеси конденсат - этан приблизительно в 3 раза меньше размеров зоны смеси по экспериментам ВНИИнефти для вытеснения растворителем углеводородной жидкости вязкостью 0,53 мПа-с при близком к нашему соотношении вязкостей (около 5). Таким образом, эксперименты свидетельствуют о том, что эффективность процесса вытеснения выпавшего конденсата даже столь легким растворителем, как этан, весьма высокая, если судить по степени вовлечения конденсата в фильтрационный процесс, поскольку конденсат продвигается в виде компактной зоны смеси с растворителем. Для исследования механизма образования зоны смеси растворитель — конденсат автором были выполнены эксперименты на физической модели пласта длиной 5 м, пористостью 22 % и проницаемостью 1,1 1О-14 м2 (в качестве пористой среды использован частично молотый кварцевый песок).

Модель ГКС исходного состава представляла собой 12-компонентную смесь углеводородов метанового ряда с конденсатогазовым фактором 350 г/м3 и давлением начала конденсации около 25 МПа; молярная масса фракции С5+ смеси была равна 123 г/моль. Предварительным этапом экспериментов было истощение ГКС от начального давления 25 МПа до заданного давления истощения 6 МПа при постоянной температуре 20 ± 1 "С. В процессе истощения значение параметра лх1 не превышало 10"18, т.е. истощение выполняли в условиях термодинамического равновесия. К концу истощения ГКС до заданного давления (6 МПа) насыщенность порового пространства модели пласта жидкой углеводородной фазой (выпавшим конденсатом) составляла около 10 % объема пор согласно контрольному опыту на бомбе фазовых равновесий PVT-8; вязкость жидкой фазы была равна 0,32 мПа-с.

Основной этап эксперимента состоял в прокачке углеводородного растворителя — этана (жидкость в условиях эксперимента) при постоянном среднем пластовом давлении 6 МПа с постоянной скоростью продвижения фронта растворителя около 2-Ю"5 м/с.

Длину зоны смеси выделяли (по данным хроматографического контроля) как длину участка фильтрационного потока с содержанием растворителя (этана) от 5 до 95 % (молярные доли).

В табл. 2.3 и на рис. 2.7 приведены результаты одного из опытов на модели пласта длиной 5 м.

По данным работы [12], влияние скорости вытеснения нефти растворителем на длину зоны смеси несущественно: уменьшение средней скорости более чем в 4 раза вызывало уменьшение длины зоны смеси всего на 5 %.

Механизм образования зоны смеси в условиях истощенного газокон-денсатного пласта при закачке в него растворителя, естественно, несколько отличается от механизма образования зоны смеси в нефтяном пласте. Низкая фазовая насыщенность истощенного газоконденсатного пласта выпавшим конденсатом и, естественно, высокая газонасыщенность должны обусловливать более значительную зависимость длины зоны смеси от скорости вытеснения конденсата растворителем, чем это найдено при вытеснении нефти растворителем. Для подтверждения этого предположения были выполнены эксперименты по вытеснению выпавшего конденсата растворителем (этаном) с различной скоростью продвижения фронта растворителя в модели пласта длиной 5 м. Результаты экспериментов представлены в табл. 2.4 и на рис. 2.8. Как и следовало ожидать, в пористой среде, содержащей двухфазную ГКС, при прокачке жидкого в пластовых усло-

120

Таблица 2.3

Динамика содержания в продукции и удельного расхода растворителя-этана при вытеснении выпавшего конденсата на модели пласта длиной 5 м (скорость 2 10"5 м/с)

Объем закачки
этана, объемы
пор
Молярная доля этана в продукции, %
Молярная масса добываемого конденсата, г/моль
Конденсато-газовый фактор, г/м3
Удельный расход этана, т/т

0Г70
1,7
83
11,4
1,87

0,72
1,9
99
18,3
1,30

0,74
2,2
111
1 400
0,026

0,76
2,5
112
3 300
0,016

0,78
2,9
114
4 760
0,015

0,80
4,3
115
3 600
0,026

0,82
6,5
116
2 500
0,049

0,84
13,5
117
1 420
0,154

0,86
36,7
119
700
0,748

0,88
73,0
120
490
2,04

0,90
84,0
121
370
3,04

0,92
89,0
122
190
6,07

0,94
93,0
123
90
13,1

0,96
95,0
125
60
20,0

виях растворителя обнаруживается зависимость длины зоны смеси конденсат - растворитель от скорости прокачки. Это объясняется особенностями механизма вытеснения двухфазной ГКС истощенного пласта растворителем, вязкость которого больше вязкости пластовой газовой фазы, но меньше вязкости пластовой жидкой фазы (выпавшего конденсата).

Движение смеси пластовой газовой фазы и этана (“первой” смеси) начинается сразу после начала закачки растворителя в пласт. В то же время вследствие низкой фазовой насыщенности выпавшим конденсатом движение смеси конденсата и растворителя (J1 второй” смеси) начинается только

121

Таблица 2.4

Динамика длины зоны смеси при вытеснении выпавшего конденсата этаном (давление 6 МПа, температура 20 С, модель пласта длиной 5 м)

Номер эксперимента
Линейная скорость продвижения фронта этана, 10"5 м/с
Длина* зоны смеси этан — конденсат, м

53 43 46
2,34 3,58 8,68
1,17 2,14 2,48

* По анализам проб продукции с молярной долей этана от 5 до 95 %.

после того, как насыщенность этой смесью достигает критической величины приблизительно в 30-40 % от объема пор.

Скорость движения первой смеси определяется скоростью закачки растворителя в пласт. Поток этой смеси является источником абсорбируемого конденсатом растворителя, и, естественно, что скорость потока влияет на динамику образования смеси конденсат — растворитель. Эксперименты показали, что с увеличением скорости закачки растворителя длина зоны смеси конденсат — растворитель увеличивается, но при скоростях продвижения фронта растворителя более (5-г6)-10~5 м/с это увеличение становится незначительным.

В описываемых экспериментах для изучения влияния скорости потока на механизм образования зоны смеси конденсат — растворитель скорости фильтрации не выходили за границы области существования закона Дарси; границы области были определены по соотношению В.Н. Щелкачева:

ReAaM = 10 v^'p < 1, (2.2)

m2,3 Л

где ReAaM - число Рейнольдса в ламинарной области фильтрации флюидов; v - скорость фильтрации флюида, м/с; к - проницаемость пористой среды, м2; р — плотность флюида в пластовых условиях, г/см3; г| — вязкость флюида в пластовых условиях, Ю-1 Па-с; та — пористость пласта, доли объема.

Даже для эксперимента, выполненного с наибольшим темпом прокачки растворителя 8,7 • Ю-5 м/с, число Рейнольдса было равно (1н-3) • Ю-3, т.е. значительно меньше критического значения Re = 1.

Таким образом, все эксперименты на модели пласта длиной 5 м были выполнены в области существования закона Дарси, типичной для пластовых процессов.

Эксперименты на моделях пласта длиной 5 и 20 м показали, что при типичных пластовых скоростях 10~6 и 10~4 м/с длина зоны смеси растворитель — конденсат в 1,5 — 3 раза меньше величин, полученных для процесса вытеснения нефти растворителем для тех же расстояний 5 и 20 м соответственно. Таким образом, эффективность вытеснения выпавшего конденсата растворителем выше, чем нефти, если оценивать процесс по минимально необходимому объему оторочки растворителя: 2-3 % объема пор для конденсата по сравнению с 3 — 4 % объема пор для нефти. Этот обоснованный экспериментальным путем вывод весьма важен для газопромысловой практики. Разумеется, максимально необходимый размер ото-

122

рочки растворителя, как и при вытеснении нефти, может быть оценен только по результатам опытно-промышленного эксперимента. Очевидно, что и этот размер будет несколько ниже, чем при вытеснении нефти (6 — 8 % объема пор по сравнению с 10-12 %).

Основной вывод из проведенных исследований можно сформулировать следующим образом. Образование зоны смеси при вытеснении растворителем жидких углеводородов типа газового конденсата с низкой фазовой насыщенностью пласта (S < SKp) происходит на существенно меньших пройденных фронтом растворителя расстояниях, чем в случае вытеснения растворителем нефти, насыщенность пласта которой S > SKp.

2.1.3

Повышение конденсатоотдачи пласта при нагнетании диоксида углерода

Эффект повышения нефтеотдачи при закачке диоксида углерода по сравнению, например, с заводнением обусловлен, прежде всего, развивающимся процессом смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения, увеличением насыщенности пласта нефтью вследствие растворения в нефти диоксида углерода, улучшением соотношения вязкостей и уменьшением поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего флюидов. Наилучший эффект и максимальный коэффициент нефтеотдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно только в определенных термобарических условиях.

Как показали А.Ю. Намиот, И.И. Дунюшкин, В. Холм и другие исследователи, минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной (пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода тем больше, чем выше температура и молярная масса нефти (углеводорода). Проведенные В. Балинтом, П.И. Забродиным, Н. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. Согласно тем же исследованиям, минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости (нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефтей различной молярной массы определяется экспериментально. Так, при пластовой температуре 60 °С однофазное состояние смеси и, следовательно, смешивающееся вытеснение диоксидом углерода нефти с молярной массой 185 г/моль возможно при давлении 14 МПа и более, для нефти или конденсата с молярной массой 115 г/моль достаточно давление 11 МПа и более.

В зарубежной и отечественной практике, если судить по литературе,

123

нет примеров разработки газоконденсатных месторождений с применением диоксида углерода в смеси с природным газом для закачки в пласт с целью поддержания давления.

Процесс извлечения конденсата из пласта газоконденсатного месторождения в отличие от нефтяных месторождений характеризуется небольшой исходной насыщенностью порового пространства жидкой углеводородной фазой в пределах не выше 10-15 % объема пор, облегченным по сравнению с нефтью составом углеводородов и присутствием природного газа (в основном метана) в большей части порового пространства.

Основываясь на экспериментальных исследованиях для нефтей, можно оценить минимальное давление смесимости с этим агентом индивидуального углеводорода, молярная масса которого равна молярной массе конденсата.

Наибольший интерес для изучения процессов смешивающегося вытеснения конденсата диоксидом углерода представляют подробные исследования Г. Римера и Б. Сейджа системы диоксид углерода — декан, молярная масса которого (142 г/моль) характерна для конденсата.

По результатам этих исследований была построена зависимость минимального давления смесимости системы диоксид углерода — декан от температуры, представленная на рис. 2.9. Там же для сравнения нанесены зависимости минимального давления смесимости диоксида углерода с этаном С2 и пропаном С3, полученные экспериментальным путем на аналогичной установке. На кривых нанесены критические точки А, В, D: левая часть кривых относится к жидкости, правая — к газообразному состоянию. При температуре выше критической (31 °С) диоксид углерода пред-

Рис 2 9 Экспеоиментальные зависимости минимального давления смесимости неЛтей с диоксидом углеоо-да от температуры?

I _ со2; 2 - С2; 3 - С3

Рис. 2.10. Зависимость молярной доли Хсо диок-

с деканом от дав-

сида углерода в жидкой смеси ления р и температуры t\

1 — а = /( Хсо ) I 2, 3, 4, 5, 6

ветственно 4,4; 20; 38; 71 и 104 °С

температура соот-

124

ставляет собой газ, и система диоксид углерода — декан при давлении выше минимального давления смесимости также будет в газообразном состоянии. Для температуры 60 °С это давление должно быть равно или больше 11,8 МПа.

Ниже минимального давления смесимости система будет двухфазной; газообразный диоксид углерода, растворяясь в жидком конденсате, увеличивает его объем, что приводит к увеличению насыщенности пористой среды жидкой фазой. На рис. 2.10 представлены зависимости молярной доли диоксида углерода в жидком декане Хсо от давления при различных

температурах. Там же нанесены экспериментальные точки, полученные в наших опытах при комнатной температуре (20 °С) на трубной насыпной модели пласта, которая будет описана ниже. По тем же данным была построена нанесенная на рис. 2.10 зависимость увеличения первоначального объема жидкости (декана) а от содержания растворенного в ней диоксида углерода Хсо . Приведенные данные по системе диоксид углерода — декан

послужили основой для выбора условий экспериментального исследования извлечения из пористой среды жидкого декана, которым моделировали конденсат.

Процесс извлечения выпавшего в пласте конденсата диоксидом углерода изучался на установке, схематически представленной на рис. 2.11. Опыты проводили на термостатируемой трубной модели пласта, которая состояла из четырех прямых труб диаметром 2,5 • 10 ~2 м, соединенных между собой коленами на фланцах; общая длина модели 10,1 м. Некоторые опыты проводили на одной трубе длиной 2 м. Пористая среда модели

Рис. 2.11. Схема экспериментальной установки с четырехсекционной моделью пласта:

1 - модель; 2 - манометры; 3 - вентиль запорный; 4 - вентиль регулировочный; 5 - редуктор; 6 - баллон С02; 7 - баллон N2; 8 - хроматограф; 9 - барботер; 10 - газовый счетчик

125

представляла собой кварцевый песок широкой фракции проницаемостью 2,4-1СГ13 м2, а поровый объем модели был равен 1250 см3. Выпавший в пласте жидкий конденсат моделировали, как уже отмечалось выше, деканом. Связанную воду не моделировали во избежание побочных эффектов взаимодействия с ней диоксида углерода.

Для создания равномерной насыщенности модель, в которой предварительно создавалось давление каким-либо газом, заполняли жидкой смесью декана с пропаном (заранее приготовленной в контейнере) и затем дегазировали через пять отводов по длине пласта. Различную насыщенность создавали путем изменения состава жидкой смеси пропан — декан в контейнере. Количество декана в модели и насыщенность пористой среды определяли по изменению порового объема и уточняли после опыта по количеству извлеченного декана. О полном извлечении декана и чистоте модели после опыта свидетельствовало значение порового объема.

Перед началом опыта по извлечению декана диоксидом углерода модель продували и заполняли метаном до давления опыта (= 8 МПа), которое несколько выше минимального давления смесимости при температуре опыта 34 "С. Такая температура превышает критическую температуру диоксида углерода (31 °С). В модель пласта диоксид углерода подавали из контейнера с помощью пресса или давлением газа. Из модели поток смеси после регулировочного дроссельного вентиля поступал в змеевик, охлаждаемый водой, далее в закрытый стеклянный мерный цилиндр, где сепарировали жидкий декан, и в газовый счетчик (ГСБ-400), на котором измеряли количество газообразной смеси метана с диоксидом углерода. Перед газовым счетчиком устанавливали стеклянные пипетки для отбора проб смеси газов и анализа их на газоанализаторе, который работает на принципе поглощения диоксида углерода раствором едкого кали.

Методика проведения основных опытов заключалась в том, что из модели пласта, предварительно заполненной исходным количеством жидкого декана и метана, при постоянном давлении и температуре непрерывно производили выпуск продукции в заданном темпе и периодически фиксировали показания приборов и мерных устройств.

По результатам измерений определяли (рис. 2.12) текущий коэффициент извлечения декана r\ = Q /Q 0 (О 0 — объемное начальное количе-

10 С10 С10

ство декана в модели, Qc — текущее объемное количество декана, извлеченное из модели), текущую насыщенность порового пространства деканом S=(qc -qc )/VM (Vm -поровый объем модели); содержание

V 10 исх 10 / /

диоксида углерода в газовой смеси на выходе — С02; текущую долю жидкого декана в извлекаемой продукции o = AQCl0 /(AQCl0 + AQnJ (AQ — приведенный к пластовым условиям объем вышедшего газа) и интенсивность извлечения декана С = AQC /AQUA .

Опыты в условиях однофазной фильтрации проводили при различной начальной насыщенности порового пространства деканом (S = 6 —20 % объема пор) и различной скорости фильтрации (v = (2,2н-8,3) • Ю-5 м/с в диапазоне типичных пластовых скоростей). Во всех опытах происходило смешивающееся вытеснение и декан полностью извлекался. Физическая картина процесса извлечения декана из модели пласта при нагнетании ди-

126

оксида углерода во всех опытах идентична и иллюстрируется зависимостями (рис. 2.13), полученными в опыте при S = 12 % и v = 4-Ю"5 м/с. Диоксид углерода в добываемом газе появляется при 0M/VM» 0,87, а декан начинает извлекаться при содержании С02 « 50 %.

В начальный период процесса извлечения содержание декана в продукции примерно постоянно и составляет о = 37 %, т.е. в 3 раза больше исходной насыщенности пористой среды деканом (5 = 12 %), что свидетельствует об образовании движущейся зоны повышенной насыщенности (“вала") декана. Затем, несмотря на максимальную растворяющую способность газа (С02 — 100 %), интенсивность извлечения декана или содержание его в продукции резко снижаются из-за уменьшения текущей насыщенности пористой среды жидкостью, и процесс практически заканчивается за период извлечения 0,2 — 0,3 порового объема газа.

Аналогичный характер извлечения декана отмечался и в опытах вытеснения его жидким диоксидом углерода, которые проводили при охлаждении модели водой до температуры 12—14 °С и давлении около 5 МПа. Как и в экспериментах по смешивающемуся вытеснению декана этаном или пропаном, можно с некоторыми допущениями считать, что в условиях полной смесимости интенсивность извлечения декана (конденсата) пропорциональна содержанию смешивающихся компонентов в пористой среде, т.е. С ~ 5/(1- 5).

Результаты экспериментов позволяют рекомендовать применение диоксида углерода при разработке газоконденсатных месторождений. На завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений выпадение конденсата в призабойной зоне пласта может привести к существен-

Рис 2 12 Зависимость текущих коэффициента п извлечения декана и насыщенности S порового пространства деканом, содержания С02 в газовой смеси на выхоле модели пласта, текушей доли о жидкого декана в извлекаемой продукции от объема прокачанного диоксида углерода

Рис. 2.13. Зависимость насыщенности S пооового поостоанства и доли о декана в продукции от объема выходящего газа

127

ному уменьшению продуктивности скважин. Восстановление их продуктивности возможно не только при смешивающемся вытеснении конденсата из призабойной зоны диоксида углерода. Если пластовое давление ниже минимального давления смесимости, то за счет растворения газообразного диоксида углерода в жидком конденсате происходит увеличение насыщенности пласта жидкой фазой; возможно такое увеличение насыщенности, которое сделает жидкую фазу подвижной, т.е. возникнет двухфазная фильтрация.

На описанной выше экспериментальной установке (см. рис. 2.11) были проведены опыты, которые позволили определить условия возникновения двухфазной фильтрации при нагнетании газообразного диоксида углерода в пласт с исходной насыщенностью жидким конденсатом ниже критической.

Опыты проводили при различной начальной насыщенности вплоть до критической в термодинамических условиях, обеспечивающих примерно двукратное увеличение объема конденсата за счет растворения в нем углекислоты.

В первом из описываемых опытов начальная насыщенность пористой среды модели деканом составляла S = 11 % объема пор (это значение характерно для пласта, а не для призабойной зоны). При фильтрации газовой фазы, которую моделировали азотом, относительная проницаемость модели пласта (проницаемость, отнесенная к ее величине для "чистой" модели) практически не изменялась и составляла к = 1,04. Фильтрация газообразного диоксида углерода при среднем давлении около 5,5 МПа и температуре 23 °С не привела к выносу декана, хотя относительная проницаемость вследствие разбухания конденсата и увеличения его насыщенности понизилась до к = 0,89. При указанных термодинамических параметрах непосредственно измеренное количество растворенного диоксида углерода Xccj2 = = 81 %, чему соответствует а = 2,3 (см. рис. 2.10). Это означает, что при фильтрации диоксида углерода насыщенность возросла до S = 11 • 2,3 = = 25 %, однако не достигла критической, и поэтому конденсат остался неподвижным. Как следует из полученной ранее экспериментальной зависимости к = к (S), значению S = 25 % соответствует к = 0,89.

В аналогичном опыте, проведенном при начальной насыщенности S = = 27 %, давлении 5 МПа, температуре 21 °С и средней скорости фильтрации v = 3,3-10~5 м/с, обнаружены вынос декана и уменьшение насыщенности до S = 19 %. Процесс характеризуется постепенным уменьшением содержания декана в извлекаемой продукции с 10 до 3 %, при этом в модель было подано примерно 2,23 поровых объема диоксида углерода, из которых 0,73 пошли на замещение метана, а 1,5 — на процесс извлечения декана. Эта величина согласуется с расчетной, полученной по изложенной ниже методике.

Расчетная оценка показывает, что при указанных термодинамических параметрах молярная доля диоксида углерода, растворенного в декане, X Со2 — 75 % и ожидаемое увеличение объема а — 1,75. Это означает, что начальная насыщенность при растворении диоксида углерода увеличилась до S = 27-1,75 = 47 %, т.е. стала больше критической, что и привело к двухфазной фильтрации, а конечная критическая насыщенность SKp = = 19-1,75 = 33 %.

При критической насыщенности порового пространства деканом, которая в данном случае составляет S0 = 37 %, остальная часть порового

128

пространства модели была заполнена диоксидом углерода при давлении 5,34 МПа и температуре 21,5 °С. Этим термодинамическим условиям соответствуют молярная доля диоксида углерода в декане X со = 84 % и увеличение объема а = 2,8.

В результате разбухания конденсата начальная насыщенность 50 — = 37 • 2,8 = 100 %. Поэтому процесс двухфазной фильтрации при постоянном давлении на входе с самого начала характеризовался интенсивным выносом декана. На рис. 2.14 показано изменение во времени насыщенности порового пространства 5, объема продукции, приведенного к пластовым условиям и поровому объему модели Oup/VM, и содержания декана в ней о. В начале процесса основную часть продукции составляет декан (73 %), затем содержание декана резко падает до 10 %, а насыщенность при этом уменьшается с 50 — 37 % до 5 = 20 %.

На последнем этапе опыта давление было 5,1 МПа, а температура составляла 21 °С; этим условиям соответствуют X со? — 75 % и а = 1,85. По указанным данным можно оценить конечную насыщенность 5 = 20 • 1,85 = = 37 %, т.е. она такая же, как исходная критическая насыщенность. Фильтрация диоксида углерода после прекращения выноса декана показала, что

относительная проницаемость модели

? = 0,77 и близка к относительной

проницаемости модели с S = 37 % при фильтрации азота. По зависимости к = к (S) этой величине к соответствует S = 35 %, т.е. величина, близкая к критической насыщенности модели декана. Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мДж/м2 при молярной доле диоксида углерода в декане X со = 86 %. Известно, что поверхностное натяжение начинает влиять на величину критической (остаточной) насыщенности, только если его значение становится менее 0,5 мДж/м2. Некоторое различие в величинах критической насыщенности возможно, как уже указывалось, из-за изменения физико-химических свойств декана (конденсата) при растворении в нем углекислоты. Приближенно, если в диапазоне S — 0-bSKp принять прямолинейную зависимость к = 1—AS, то можно вычислить, что вследствие уменьшения насыщенности деканом с

Рис. 2.14. Паоаметоы опыта по вытеснению конденсата диоксидом углерода при двухфазной фильтрации смеси

129

S = 37 % до S = 20 %_ в указанном опыте относительная проницаемость для газа увеличилась с к = 0,77 до к = 0,88, т.е. на 14 %.

Необходимое для увеличения насыщенности пористой среды жидким конденсатом количество диоксида углерода молено определить расчетным путем на основании экспериментальных зависимостей молярной доли растворяющегося газа от давления и температуры и увеличения объема декана от молярной доли, приведенных на рис. 2.10.

Расчет проводили следующим образом. Для заданного (желательного) увеличения объема декана (конденсата) а = SJ S0 (где SK и S0 - конечная и начальная насыщенности жидкостью пористой среды) по зависимости а = = а (X С02) определяли X С02 — молярную долю диоксида углерода, растворенного в жидком декане; по зависимости ХС02 = ХС02 (р, t) — соответствующее ей значение давления р при данной температуре t, а по термодинамическим таблицам — соответствующее значение плотности газообразного диоксида углерода рт .

Задаваясь рядом значений начальной насыщенности S0 = 20-30 %, определили массовое количество диоксида углерода Xccj2, растворенного в жидком декане, на единицу порового объема из выражения

Хсо? - G-Jt^, (2.3)

LU2 (GCo2/nco2) + (Gc10/^c10)

где GCl0 = S0pCl0 — масса декана; ц — молярная масса.

Объем этого газа в пластовых условиях 0Со2 = Q:o2/Pco2- В долях

свободного от жидкости порового объема этот объем равен 0СО2/(1 - S0).

Кроме объемного количества диоксида углерода, который растворился в жидком декане, что увеличило насыщенность до SK, необходимо подать в пласт диоксид углерода, который заполнит поровое пространство (1 — SK). Суммарное количество диоксида углерода, которое необходимо подать в пласт для увеличения его насыщенности от SQ до SK,

Q = QCo2/(l-S) + (l-SK).

Результаты расчетов для исходной насыщенности S0, составляющей 10, 20 и 30 %, в диапазоне изменения а = 1,1+3 при температурах 38 °С (пунктирная линия) и 71 °С (пунктирная линия) представлены на рис. 2.15, а, где показано изменение необходимого количества диоксида углерода Q в долях порового объема от относительного увеличения насыщенности. На рис. 2.15, 6 приведены значения давления, обеспечивающего растворение нужного количества диоксида углерода. Эти зависимости показывают, например, что для увеличения исходной насыщенности призабойной зоны от S0 = 30 % до SK = 60 %, т.е. в 2 раза при температуре 71 °С и давлении р = 12 МПа, необходимо закачать не менее 1,5 поровых объема этой зоны. При критической насыщенности того же порядка (SKp = 30 %) это позволит уменьшить насыщенность в 2 раза, т.е. получить в призабойной зоне SKp = 15 %. Следует, однако, иметь в виду, что указанное количество диоксида углерода предполагает полное его использование в процессе заполнения порового объема и растворения. Практически потребное его количество из-за неоднородности пласта и недостатка времени массообме-на может возрасти в 2 — 3 раза.

Проведенные опыты и расчеты показывают возможности извлечения

130

Рис. 2.15. Зависимость потребного количества Q диоксида углерода (объемы пор) и давления р от относительного увеличения а насыщенности пласта жидкой смесью

выпавшего конденсата при закачке диоксида углерода в пласт на различных этапах разработки месторождения.

По результатам экспериментов и аналитических исследований показано, что эффективное применение диоксида углерода для закачки в истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения ранее выпавшего конденсата возможно на любой стадии истощения ГКМ. На ранней стадии разработки месторождения, при пластовых давлениях выше давления смесимости конденсата и диоксида углерода при пластовой температуре, механизм вытеснения конденсата будет таким же, как в случае вытеснения конденсата углеводородными растворителями. На завершающей стадии разработки ГКМ, когда пластовое давление ниже давления смешения конденсата и диоксида углерода, механизм вытеснения определяется условиями двухфазной фильтрации, так же как при прокачке обогащенного газа. Давление смесимости, которое разделяет области одно- и двухфазной фильтрации, зависит от молярной массы конденсата, насыщенности пласта этим конденсатом, пластовой температуры и должно находиться экспериментально для конкретной газоконденсатной системы.

2.1.4

Математическое моделирование вытеснения ретроградного конденсата из пласта

Нами совместно с П.Г. Бедриковецким расчетным путем получены распределения конденсата по пласту в ходе вытеснения газового конденсата оторочкой ШФЛУ в условиях Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Дана оценка содержания конденсата в характерных областях и скоростей движения флюидов, исследована динамика конденсатоотдачи.

При описании фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси она представлена в виде тройной системы. Первым (легким) псевдокомпонентом является метан, вторым (промежуточным) — смесь этана, пропана и бутана, третьим (тяжелым) - фракция С5+. Предполагаем, что для трех-

131

компонентной системы справедлив закон Амага, при смешении псевдокомпонентов в любых пропорциях сохраняется суммарный объем смеси.

Через Cz(z = 1, 2, 3) будем обозначать объемные концентрации компонентов. Компонентный состав смеси определяется двумя концентрациями, например С3 и С2, поскольку С1 + С2+С3 = 1. На плоскости (С3, С2) точки, соответствующие всем возможным значениям концентраций компонентов в смесях, заполняют равносторонний прямоугольный треугольник С1г С2, С3 (рис. 2.16). Бинодаль делит этот треугольник на однофазную и двухфазную области.

Если точка (С3, С2), соответствующая компонентному составу смеси, лежит выше бинодали, то смесь находится в однофазном гомогенном состоянии. На рис. 2.16, а точка Л, соответствующая ШФЛУ в оторочке, и точка Е, соответствующая газу, проталкивающему оторочку по пласту, находятся в однофазной области. Если точка (С3, С2), соответствующая компонентному составу смеси, лежит ниже бинодали, то смесь находится в двухфазном состоянии. На рис. 2.16, а двухфазной газоконденсатной смеси истощенной до 10 МПа Вуктыльской залежи соответствует точка В. Точки М и N определяют компонентные составы газовой и жидкой фаз. Из условия, что объемная концентрация С каждого компонента в фазах взята с

весами, равными их насыщеннос-тям, следует, что точки М, N и В лежат на одной прямой - ноде. Вся двухфазная область треугольника Q, С2, С3 покрыта нодами, соединяющими “равновесные пары” точек М и N — компонентные составы

жидкой и газовой фаз, находящихся в условиях термодинамического равновесия.

Каждая нода может быть задана концентрацией любого компонента в одной из фаз. Будем задавать ноду концентрацией С второго компонента в газовой фазе. Величина С определяет положение точки на бинодали. Через а(С) и (3(C) обозначим соответственно тангенс угла наклона ноды абсцисс и ординату точки пересечения ноды с осью С2.

Математическая модель фильтрации трехкомпонентной углеводородной системы в пористой среде является обобщением модели Бак-лея - Леверетта фильтрации нефти и воды. Аналогично функции Бак-лея - Леверетта вводим функцию U3 = U (C3, С), равную объемной

Рис. 2.16. Фазовая диаграмма (а) вуктыльской газоконденсатной смеси и фазовая плоскость [б) системы уравнений движения

132

доле тяжелого компонента в потоке. В двухфазной области взаимное вытеснение газожидкостных углеводородных смесей описывается уравнением

^ + ^F = 0' |(аСз+Р) + ^Нз + Р) = 0. (2.4)

Здесь х — отношение порового объема, отсчитываемого вдоль пласта от нагнетательной галереи (скважины), к поровому объему пласта; t - отношение объема закачанного газа к поровому объему пласта. Введение таких безразмерных координат позволяет использовать предлагаемый метод расчета как для плоскопараллельного (галерейного) вытеснения в произвольной жесткой трубке тока, так и для радиального.

При крупномасштабном описании фильтрационных течений на расстояниях, сравнимых с длиной пласта (расстоянием между скважинами), и на отрезках времени порядка периода разработки можно пренебречь капиллярным скачком межфазного давления, диффузией компонентов в потоке и не учитывать процессы межфазного массообмена.

В однофазной области процесс вытеснения одной углеводородной смеси другой описывается уравнениями конвективного переноса

^l + ^l = 0. (2.5)

В однофазной области U3 = С3. На рис. 2.16,6 изображена зависимость U3 (С3) при постоянном значении концентрации С (т.е. вдоль ноды). Однофазному течению газа (отрезок РМ) соответствует участок U3 (C3). Двухфазному течению с неподвижной жидкой фазой при больших значениях газонасыщенности соответствует горизонтальный участок МК. Участок KL соответствует двухфазному течению, когда обе фазы подвижны. Горизонтальный участок LN соответствует малым значениям газонасыщенности, когда газовая фаза неподвижна. Однофазному течению жидкости NQ соответствует участок U3 = C3. Кривая PMKLNQ является аналогом кривой Баклея - Леверетта.

Компонентный состав вуктыльской газоконденсатной смеси (точка В) задает начальные условия для уравнений 2.4, 2.5; Сзв, С2В — соответствующие концентрации.

Компонентный состав ШФЛУ в оторочке (точка А) и состав газа, проталкивающего оторочку по пласту (точка Е), задают граничные условия; С2А и С2Б — концентрации второго компонента в ШФЛУ и проталкивающем газе.

Точное решение задачи фронтального вытеснения выпавшего в пласте конденсата оторочкой широкой фракции легких углеводородов, продвигаемой по пласту сухим газом, описывает распределение компонентов по пласту в ходе вытеснения, т.е. на плоскости (х, t). Решение имеет вид (рис. 2.17):

С3 = О, С2 = С2Б при 0 < х < t - Q, (2.6)

С3 = 0, С2 = С2А при t - Q < х < t, (2.7)

С3 = C3F, C2 = C2F при 1 = U3F /C3F < х /t < D, (2.8)

C3 = C3B, C2 = C2B при D = (U3F - U3B)(C3F - Сзв)"1 < x n < °°- (2-9)

133

Рис. 2.17. Распределение объемных концентраций тяжелого (сплошная линия) и промежуточного (пунктирная линия) псевдокомпонентов по пласту в ходе вытеснения

Здесь Q - отношение объема оторочки ШФЛУ к норовому объему пласта (участка пласта).

На рис. 2.17 приведена структура зоны вытеснения, дан профиль распределения концентраций третьего и второго компонентов по пласту в некоторый момент после окончания закачки оторочки. Ось х = О соответствует нагнетательным скважинам, ось х = 1 — добывающим. Область В соответствует невозмущенной зоне [формула (2.8)]. Вслед за газом пластового состава В на добывающие скважины поступает конденсатный вал, компонентный состав которого соответствует точке F. На рис. 2.17 зона движения этого вала также обозначена через F, она описывается формулой (2.8). Вслед за ШФЛУ (см. рис. 2.17, зона Л) за оторочкой приходит проталкивающий газ (зона Е, формула (2.6)).

Полученная на основе анализа точного решения структура зоны вытеснения подтверждает результаты лабораторных экспериментов. За счет перехода промежуточных углеводородов из нагнетаемой фазы в жидкую увеличивается насыщенность жидкой фазы выше предела ее подвижности. Подвижная жидкая фаза выносится в фильтрационном потоке к добывающим скважинам в конденсатном валу, который формируется перед оторочкой ШФЛУ. В пористой среде за конденсатным валом третий псевдокомпонент отсутствует. Это соответствует полному вытеснению конденсата оторочкой ШФЛУ.

Характерные зоны на плоскости (х, t) разделены фронтами, которые движутся с постоянными скоростями. В данном случае х и t — координаты объемов. Скорость - это поровый объем, проходимый за время закачки единичного объема газа. Скоростям фронтов и компонентным составам в характерных зонах (2.6) — (2.9) можно дать геометрическую интерпретацию (см. рис. 2.16, б). Поскольку в оторочке и в проталкивающем газе тяжелый компонент отсутствует, точкам Л и Е на плоскости (С3, U3) соответствует начало координат С1. Проведем через эту точку прямую U3 = С3 до пересечения с кривой U3 (C3). Точка пересечения F определит компонентный состав конденсатогазового вала. Тангенс угла наклона прямой равен скорости фронта оторочки (2.7) и скорости тыла оторочки (2.8) — единице. Соединим точки F и В. Тангенс угла наклона отрезка FB равен скорости конденсатного вала D.

134

В области перед фронтом оторочки средняя по пласту концентрация тяжелого компонента рассчитывается по формуле

C3(t) = C3(1 /t) - U3(1 /t)t. (2.10)

Для графического определения средней концентрации тяжелого компонента до момента прихода фронта конденсатного вала на добывающие скважины t < 1/D необходимо через точку В на плоскости (С3, U3) провести прямую с наклоном 1/ t до пересечения с осью абсцисс. Абсцисса точки пересечения равна C3(t). Расстояние от этой точки до точки Сзв пропорционально объему отобранного конденсата: Сзв - C3(t). Текущая конденса-тоотдача r\(t) определяется по формуле

л(0 = [сзв-с3(0]/Сзв.

(2.11)

Для нахождения величины C3(t) после момента прихода конденсатного вала на добывающие скважины, но до момента прихода фронта оторочки 1/D < t < 1 прямую с наклоном 1/1 надо провести через точку F (см. рис. 2.16). После прихода фронта оторочки C3(t) = 0.

На рис. 2.18 показана динамика роста текущей конденсатоотдачи на стадии невозмущенной зоны и конденсатного вала. Полное извлечение конденсата (г\ = 1) достигается в момент подхода фронта оторочки к добывающим скважинам, т.е. после прокачки одного порового объема.

На стадиях невозмущенной зоны и конденсатного вала конденсатоот-дача линейно возрастает с ростом времени t. Поскольку при t = 0 г\ = 0, а п1и t = 1 т\ = 1, график r\(t) однозначно определяется значениями 1/Dh r|(/D). Ниже приведены результаты расчетов этих величин для различных значений начальной насыщенности пласта жидкой фазой 5Н. Необходимость таких расчетов связана с тем, что прямые данные о насыщенности 5Н жидкой фазой порового пространства на опытном участке Вуктыльско-го месторождения отсутствуют.

Текушая конленсатоотлача и в момент 1/D подхода конденсатного вала к добывающим скважинам для различных насыще-нностей S коллектора Вуктыльской залежи жидкой фазой при нагнетании в пласт оторочки ШФЛУ:

S 01 0 125 02 03

1/Ь 082 077 063 044

т, (1/D).............. 0!35 0!31 о!27 0^6

Из приведенных данных видно, что с увеличением Su конденсатный вал придет на добывающие скважины быстрее, зона вала расширится; доля конденсата, добываемого на стадии вала, увеличится.

Очевидно, что на первом этапе опытной закачки не могут быть получены высокие технико-экономические показатели.

Рис 2 18 Аинамика конденсатоотдачи в ходе вытеснения АДА

135

Таблица 2.5

Показатели процесса вытеснения конденсата на опытном участке Вуктыльского ГКМ

Накопленный объем закачки

Коэффициент, %

газа


Добыча

Вариант расчета
Время,
всего,

сепара-
вытес-
извле-
конден-

сут
объемы пор
ШФЛУ, тыс. т
ции (обогащенного газа), млн. м3
нения
чения
сата, т

Оторочка ШФЛУ

S = 12,5 %
45
0,25
24,8
3,1 1
2
56

145
0,75
—
19
30
6 170

205
1,00
—
27
100
120
560

S = 27 %
45
0,25
24,8
3,1
15
3
180

145
0,75
—
19
65
13
790

205
1,00
—
27
100
20
1200

Обогащенный газ

S = 12,5 %
90
0,25
—
12 7 1,5
40

370
1,00
—
48
55
11
315

1100
3,00
—
145
100
20
560

S = 27 %
90
0,25
—
12
3
0,6
36

370
1,00
—
48
70
14
850

1100
3,00
—
145
100
20
1200

При оценке ожидаемых показателей опытно-промышленной эксплуатации опытного участка были рассмотрены четыре варианта:

закачка оторочки ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (газом сепарации), в пласт с конденсатонасыщенностью SH = 12,5 % объема пор, что соответствует условиям зон вуктыльского пласта, удаленных от забоев скважин;

закачка оторочки ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (газом сепарации), в пласт с конденсатонасыщенностью SH = 27 % объема пор, что соответствует условиям опытного участка (со средневзвешенной по объему конденсатонасыщенностью);

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с SH = 12,5 %;

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с SH = 27 %.

Во всех вариантах неоднородность пласта учитывалась коэффициентом охвата (приняли, что он равен 0,2). Это значение коэффициента охвата близко к полученному ВНИИГАЗом для месторождения в целом (0,17) при рассмотрении целесообразности осуществления различных методов воздействия на пласт.

Показатели опытно-промышленной эксплуатации опытного участка, полученные на основании экспериментальных данных и расчетов с использованием математической модели процесса, приведены в табл. 2.5.

2.2

Применение обогащенного газа для повышения углеводородоотдачи пласта

2.2.1

Механизм фильтрации жидкой фазы при нагнетании газообразных агентов

Экспериментальные исследования автора показали, что если через истощенный газоконденсатный пласт, содержащий выпавший углеводородный конденсат, фильтруется обогащенный газ или газообразный диоксид углерода, то при определенных условиях жидкая углеводородная фаза приобретает подвижность. Исследование условий подвижности жидкости рассмотрено ниже.

Одновременная фильтрация жидкости и газа возможна, если насыщенность пористой среды жидкостью больше некоторого значения, которое зависит прежде всего от характеристик пористой среды и физико-химических свойств жидкости и газа. Это критическое значение насыщенности обычно колеблется в пределах от 30 до 50 % объема пор.

Предварительные опыты по фильтрации азота через трубную модель пласта длиной 2 м, заполненную кварцевым песком широкой фракции, показали, что при проницаемости 1,25 • 10~14 м2 критическая насыщенность составляет 45 %, а при увеличении проницаемости до 10"и м2 снижается до 19 %. При проницаемости 1,25 • Ю-14 м2 получена прямолинейная обратная зависимость относительной проницаемости по газу от насыщенности жидкостью, общая для гексана, декана и додекана, и одинаковое значение критической насыщенности (45 %).

По современным представлениям критическая насыщенность при двухфазной фильтрации в данной пористой среде является функцией безразмерного параметра vr\/o, где v — скорость фильтрации вытесняющего флюида, г| — вязкость жидкости, о — поверхностное натяжение на границе фаз. Влияние этого параметра на критическую насыщенность начинает сказываться при vn/o > 10"3. Для указанных жидкостей отношение ц/о соответственно равно 0,016; 0,038 и 0,058 с/м, т.е. меняется в 3,7 раза. Однако при скоростях фильтрации порядка 10~4 м/с параметр vr\/o в рассматриваемом случае остается менее 10~5, что и объясняет неизменность критической насыщенности.

Эти опыты подтвердили также, что значение критической насыщенности практически не зависит от скорости фильтрации газа и его плотности р, если их произведение находится в обычных для пластовых условий пределах v • р = 5 • 1(Г4+20 • 10"4 кг • м/м3 • с.

Фильтрация газа, растворяющегося в неподвижной жидкости, находящейся в пористой среде, при определенных термобарических условиях

137

может привести к существенному увеличению объема жидкой фазы, в результате чего возникает двухфазная фильтрация. Такими газами в пластовых условиях могут оказаться, например, обогащенные промежуточными компонентами углеводородные газы или диоксид углерода. Возникающая при этом двухфазная фильтрация будет продолжаться до тех пор, пока опять не будет достигнута критическая насыщенность, которая меньше исходной. Некоторую роль при этом играет изменение физико-химических характеристик на границе газ — жидкость.

Условия возникновения и закономерности движения жидкой фазы при фильтрации растворяющегося в ней газа изучались экспериментально на трубной модели пласта длиной 10 м, заполненной кварцевым песком широкой фракции. Опыты проводились при различной насыщенности пористой среды проницаемостью 2,4 • 10~13 м2 деканом (плотность декана 0,73 г/см3, молекулярная масса 142 г/моль) вплоть до критической, которая в данном случае при фильтрации азота или другого, практически не растворяющегося в декане газа составляла 37 %. Меньшие насыщенности создавали, заполняя модели предварительно приготовленной жидкой смесью декана с пропаном, взятых в различных соотношениях, с последующей дегазацией. Фильтрующимся газом, растворяющимся в декане, служил диоксид углерода. Система декан — диоксид углерода детально изучена, что позволило построить используемые при анализе опытов зависимости молярной доли растворенного в декане диоксида углерода X от давления р при различных температурах X = Х(р, t) и зависимость увеличения первоначального объема жидкого декана а от молярной доли X, т.е. а = а(Х).

Условия опытов выбирали такими, чтобы при комнатной температуре происходило приблизительно двукратное увеличение объема жидкого декана вследствие растворения в нем диоксида углерода.

В опытах измеряли давление на входе рх и выходе р2 из модели с помощью образцовых манометров, а также расход газа q при атмосферных условиях с помощью газового счетчика. При двухфазной фильтрации объем вышедшего из модели декана измеряли периодически с помощью стеклянной емкости. По результатам измерений строили зависимости величины Ap2/qr\z от q, где Ар2 = р2 - р2; г\ - вязкость газа; z - коэффициент сжимаемости газа при среднем по пласту давлении. Комплекс этих величин характеризует сопротивление пористой среды и обратно пропорционален ее проницаемости.

Один из опытов был проведен при начальной насыщенности пористой среды жидким деканом 11 %. Относительная фазовая проницаемость по азоту при этом составляла к= 1,04 (рис. 2.19, а, прямая 2). Некоторое увеличение проницаемости пористой среды при малых насыщенностях жидкостью отмечалось ранее. Фильтрация газообразного диоксида углерода через ту же пористую среду не привела в движение жидкую фазу, но ^казалось, что проницаемость модели для газа снизилась и составляет к = = 0,89 от исходной проницаемости "чистой” модели (см. рис. 2.19, а, прямые 1 и 3). Это можно объяснить только увеличением насыщенности пористости среды жидким деканом вследствие растворения в нем диоксида углерода. При термобарических условиях опыта - давление 5,5 МПа и температура 23 °С — по известным зависимостям можно определить величины Х0 = 0,81 и а = 2,3. Следовательно, насыщенность пористой среды возросла при фильтрации диоксида углерода до 11 • 2,3 = 25 %, что и при-

138

Рис. 2.19. Зависимость сопротивления пористой среды при фильтрации газа от скорости фильтрации

вело к уменьшению проницаемости. Так как насыщенность не превысила критическую (37 %), то жидкая фаза осталась неподвижной.

При критической насыщенности пористой среды деканом 37 % относительная фазовая проницаемость по азоту составляет к = = 0,77 (см. рис. 2.19, б, прямая 2). Фильтрация газообразного диоксида углерода через эту модель при давлении 5,1 МПа и температуре 20 °С привела к интенсивной неустановившейся фильтрации жидкого декана, по окончании которой вновь наступила установившаяся фильтрация диоксида углерода, а насыщенность деканом снизилась до 20 %.

При этом относительная проницаемость пористой среды для газообразного диоксида углерода изменилась незначительно (см. рис. 2.19, б, прямая 3), так как насыщенность пористой среды деканом с растворенным в нем диоксидом углерода мало меняется — в основном за счет изменения физико-химических свойств (поверхностного натяжения и вязкости) насыщающей жидкости и может быть оценена расчетным путем величиной 20 • 1,75 — 35 %. В то же время относительная проницаемость по азоту приблизилась к проницаемости “чистой” модели (см. рис. 2.19, б, прямая 4). Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мЛж/м2 при молярном содержании диоксида углерода в декане 36 %. Такое изменение о> не сказывается на порядке величины уц/о.

В аналогичном опыте при начальной насыщенности, значительно меньшей критической и равной 27 %, фильтрация газообразной углекислоты также привела к выносу декана и уменьшению вследствие этого насыщенности до 19 %, которую можно считать критической при термобарических условиях опыта; фильтрация азота при этой насыщенности оставляет жидкую фазу неподвижной.

Низкая критическая насыщенность пористой среды жидкой углеводородной фазой может быть достигнута при фильтрации обогащенного промежуточными компонентами углеводородного газа (например, молярная доля %• метана - 50 этана - 24 пропана - 17 и бутана - 9) Развивавшаяся при этом двухфазная фильтрация привела к критической насыщенности порядка 10 % по окончании выноса жидкости, а плотность жидкой фазы за счет растворения в ней газообразных углеводородов снизилась до

139

0,38 г/см3. Расчетная оценка показывает, что малое значение критической насыщенности в этом эксперименте объясняется резким уменьшением поверхностного натяжения на границе фаз и сближением вязкостей, вследствие чего параметр г\/о изменяется на два порядка. Процесс растворения углеводородного газа в жидкости исследован автором на бомбе PVT. Таким образом, экспериментально показано, что при двухфазной фильтрации кривые фазовых проницаемостей и, прежде всего, критические точки зависят от растворимости газа в жидкости. Явление растворимости газа в жидкости при существенных увеличениях ее объема может привести к подвижности жидкости при небольших значениях насыщенности. Как показано исследованиями автора, это имеет практическое значение и обеспечивает возможность воздействия на истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения выпавшего в нем углеводородного конденсата.

2.2.2

Исследование механизма вытеснения ретроградного конденсата обогащенным газом

Выполненные эксперименты показали, что выпавший конденсат может быть извлечен из пласта путем прокачки газа, обогащенного этаном, пропаном, бутаном (С2 —С4), и последующего вытеснения смеси сухим (пластовым) газом.

В механизм процесса включаются следующие этапы: однофазная фильтрация газовой фазы, являющейся смесью пластовой газовой фазы и закачиваемого обогащенного газа. Выпавший конденсат начинает поглощать С2_4, так как концентрация этих компонентов в газовой фазе превышает равновесную. В результате насыщенность S жидкой углеводородной фазой также начинает увеличиваться, но фаза остается неподвижной: SKp > St> SB (рис. 2.20, этап 1);

двухфазная фильтрация обогащенного газа и жидкой углеводородной фазы, являющейся смесью ранее выпавшего конденсата и компонентов С2_4, поглощенных из обогащенного газа. Насыщенность жидкой фазой достигла критической и продолжает увеличиваться: S2 > S[ > SKp2 (этап 2);

двухфазная фильтрация газовой фазы, являющейся закачиваемым сухим газом или пластовой газовой фазой. Насыщенность жидкой углеводородной фазой, максимальная для всего процесса в начале этого этапа, снижается вплоть до критической вследствие перехода компонентов С2_4 в газовую фазу: S3 > S3'> SKp3 (этап 3);

однофазная фильтрация закачиваемого сухого газа или пластовой газовой фазы. Насыщенность жидкой углеводородной фазой снижается вплоть до остаточной вследствие продолжающегося перехода компонентов С2_4 в газовую фазу: S4 > S4'> SOCT.

Очевидно, что из-за изменения состава фаз при переходе от начальных к конечным этапам процесса SKpocT * SKp! * SKpB, где i — порядковый номер этапа; также очевидно, что SOCT < SB, в чем и состоит эффект воздействия на истощенный газоконденсатный пласт путем прокачки обогащенного газа.

140

Рис. 2.20. Схема развития механизма вытеснения выпавшего конденсата при закачке обогащенного газа и последующем вытеснении смеси сухим (пластовым) газом:

I - жидкий (выпавший) конденсат; II - закачиваемый сухой газ или пластовая газовая фаза; III — компоненты С0 —С, из обогащенного газа; 0 — 5 — этапы процесса; жирная линия — граница раздела фаз; тонкая линия — номинальные границы раздела фаз, соответствующие исходной насыщенности выпавшим конденсатом (SВ) и критической насыщенности жидкой углеводородной фазой (SKp в^>Sкрi^>Sкр ост)

В отличие от процесса вытеснения нефти обогащенным газом, достаточно полно и широко исследованного Д. Кеном, Г.С. Стоуном и И. Крампом, С.Л. Заксом и другими исследователями, предложенный автором книги процесс имеет целью извлечение из пласта жидкой углеводородной фазы при насыщенности пласта этой фазой, равной или меньшей критической насыщенности. Экспериментальные исследования подтвердили принципиальную возможность перевода ранее выпавшего конденсата, занимающего лишь небольшую долю порового пространства, в подвижное состояние с помощью прокачки обогащенного газа.

Эксперименты с целью оценки эффективности извлечения из пласта выпавшего конденсата были выполнены применительно к типичному ГКМ при заданном давлении истощения 10 МПа (25 — 30 % начального пластового давления) и постоянной температуре 62 °С в сосуде фазовых равновесий PVT-8 и на физической модели пласта длиной 5 м. Контролировали следующие параметры:

компонентный состав отбираемой продукции (использовали хроматограф ЛХМ-8 МД);

объем жидкой и газовой фаз (с помощью пресса ИП-б);

количество подаваемого обогащенного газа (с помощью калиброванного поршневого контейнера КЖ-7);

текущие объем жидкой фазы и среднюю насыщенность в модели пласта (определяли расчетным путем по материальному балансу).

В сосуд PVT-8 со смесью метана, этана, пропана и бутана в соотношениях, отвечающих составу обогащенного газа (молярная доля 50, 24, 17 и 9 % соответственно), загрузили пластовый конденсат состава, близкого к составу пластовой жидкой фазы истощенного до 10 МПа Вуктыльского ГКМ. В пластовых условиях (10 МПа, 62 °С) жидкая фаза составила 12,5 % объема пор.

Очередную порцию обогащенного газа закачивали в сосуд после предварительного изобарического удаления основной части газовой фазы. Всего в эксперименте было прокачано обогащенного газа немногим более двух поровых объемов. В процессе выполнения эксперимента исследовали состав, плотность, молярную массу добываемой из бомбы и модели пласта газовой фазы а ^ая модели пласта - и вытесняемой жидкой фазы

Результаты опытов в сосуде PVT-8, подтверждающие результаты расчетов по фазовым равновесиям, представлены на рис. 2.21. Они показыва-

141

ют, что выпавший конденсат интенсивно растворяет промежуточные компоненты из закачиваемого в пласт обогащенного газа. После прокачки 1,5-2 поровых объемов газа жидкая фаза увеличилась в объеме и приобрела гидродинамическую подвижность. Этому также, вероятно, способствовало снижение межфазного натяжения: расчеты с использованием пара-хоров индивидуальных углеводородов свидетельствуют, что в проведенном опыте после прокачки обогащенного газа в количестве приблизительно 1,5 поровых объема межфазное натяжение на границе раздела газовой и жидкой фаз снижается приблизительно в 4 раза.

Методика одного из лабораторных экспериментов по оценке эффективности вытеснения конденсата на модели однородного пласта (отдельно взятого блока) состояла в том, что последовательно определяли проницаемость “чистой” сухой модели пласта по метану, затем модель пласта заполняли пластовой жидкой фазой при давлении 10 МПа и температуре 62 °С. Определяли вязкость жидкой фазы при этих термобарических параметрах и затем проводили вытеснение пластовой жидкой фазы пластовой газовой фазой до практического исчезновения жидкой фазы в продукции (рис. 2.22). После этого проводили основной эксперимент по прокачке обогащенного газа состава (молярная доля, %): метана - 50; этана - 24; пропана - 17; бутана 9 - через модель пласта. Проницаемость модели пласта по метану при 10 МПа и 62 °С получена равной 10"14 м2. Пористость модели пласта 22 %. Вязкость пластовой жидкой фазы при 10 МПа и 62 °С по результатам непосредственных измерений составляла 0,116 мПа*с.

Остаточная насыщенность модели пласта пластовой жидкой фазой после прокачки приблизительно трех поровых объемов пластовой газовой фазы составила 35 % объема пор, что отражает условия призабойной зоны эксплуатационной скважины.

Вытеснение пластовой жидкой фазы, а затем двухфазной ГКС производили с темпом, который соответствовал равновесным условиям: средняя

Рис. 2.21. ГоасЬик изменения паоаметоов га-зовой и жидкой фаз при прокачке обогащен-ного газа:

1 4 — моляюная масса С, газовой и жилкой фаз М; 2 - относительный объем 5Ж; 3 -КГФ- 5 6— плотность жилкой о и газовой Рг фаз '

Рис. 2.22. Вытеснение пластового конденсата равновесной газовой фазой:

кС5+

коэффициенты

вытеснения

жидкой фазы и углеводородов CL • S — насыщенность модели пластовым конденса-

К и

том

142

скорость продвижения фронта закачиваемого агента была равна приблизительно 10"5 м/с.

Результаты эксперимента на модели пласта представлены на рис. 2.23. Как и в эксперименте в сосуде PVT, насыщенность пористой среды S (доли объема пор) жидкой фазой возрастает по мере закачки обогащенного газа. Насыщенность модели пласта жидкой фазой достигает 50-60 % объема пор после закачки обогащенного газа в количестве менее 50 % объема пор. В сосуде PVT такой насыщенности удалось достичь после прокачки 1,7 — 2 поровых объемов газа. Это объясняется тем, что в модели пласта исходная насыщенность жидкой фазой была почти в 3 раза более высокой, чем в сосуде PVT (35 и 12,5 % объема пор соответственно).

Максимальная насыщенность порового пространства жидкостью составила приблизительно 68 %. При дальнейшей прокачке обогащенного газа в продукции модели пласта стала быстро возрастать доля конденсата, а насыщенность порового пространства жидкостью соответственно уменьшилась. К моменту закачки 2,2 поровых объема газа насыщенность жидкой фазой составляла всего около 10 %; плотность жидкой фазы р также снизилась от начальной 0,592 до 0,38 г/см3. К этому времени было извлечено 96 % остаточных запасов С5+.

Аналогичный опыт на модели пласта длиной 10 м подтвердил высокую эффективность извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны газом, на 50 % (молярная доля) обогащенным пропаном (рис. 2.24).

Проведенные эксперименты показали, что для достаточно полного извлечения выпавшего конденсата (80 — 90 %) путем прокачки обогащенного газа необходимо повысить насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой до 50 — 60 % объема пор. Для извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны необходимо прокачать около 50 % объема пор обогащенного газа исследованного состава и затем вытеснить смесь, например,

Рис. 2.23. Изменение некотооых паоаметоов Рис. 2.24. Извлечение выпавшего конденсата при прокачке обогащенного газа через мо- (молярная масса 130 г/моль, плотность дель пласта 0 8 г/см3) в поопессе шэокачки пои давлении

9 МПа и температуре 60 °С обогащенного газа содеожашего 50 % метана и 50 % поопа-на (молярная доля):

п — ко^сЬсЬиттирнт издлрчрния* S — нагьт-щенность порового пространства конденсатом- о и С, - содержание конденсата и пропана в продукции Q /V - приведенный объем добытого газа "

143

пластовой газовой фазой (должно быть прокачано до 0,7-1 объема пор этой “буферной" газовой фазы).

Для участков пласта, удаленных от эксплуатационной скважины и характеризующихся насыщенностью приблизительно 12 % объема пор, необходима прокачка приблизительно двух поровых объемов обогащенного газа с последующим вытеснением смеси пластовой газовой фазой (потребный объем прокачки этой “буферной" газовой фазы 1-1,5 поровых объема).

На модели пласта длиной около 1 м выполнен эксперимент, в котором моделировали удаленную от эксплуатационной скважины зону пласта с насыщенностью выпавшим конденсатом около 12 % объема пор. Проницаемость модели составляла около 10"и м2, пористость 26,8 %. В отличие от описанного выше в этом подразделе эксперимента (на модели пласта длиной 5 м) в данном случае исходную насыщенность пористой среды жидкой фазой (выпавшим конденсатом) создавали путем истощения ГКС от давления выше давления начала конденсации до заданного давления 10 МПа. Была изменена также методика контроля компонентного состава продукции модели пласта в процессе вытеснения при 10 МПа истощенной двухфазной ГКС обогащенным газом: всю продукцию направляли сначала на блок отбора и анализа БОТАН, а затем с помощью ловушек разделяли на жидкую и газовую фазы и анализировали каждую фазу на хроматографе ЛХМ-8МД. Использование БОТАНа давало возможность оперативно получать информацию по текущему составу продукции и его динамике.

В данном опыте молярная доля компонентов (%) обогащенного газа следующая: С1 - 64,82; С2 - 9,21; С3 - 9,83; С4 - 15,96; С5+ - 0,18; С2 + С3 + С4 = 35,00. Молярная масса С2+ была равна 46,8 г/моль. Результаты представлены в табл. 2.6 и на рис. 2.25, 2.26. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что выпавший конденсат появляется в продукции лишь после закачки 4,5 поровых объема обогащенного газа. Такое “запаздывание” объясняется тем, что, во-первых, хотя для увеличения насыщенности жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) до критической по

Таблица 2.6

Динамика состава продукции при вытеснении ГКС обогащенным газом

Объем закачки газа, объемы пор
Молярная доля, %
КГФ, г/м3
Молярная масса, г/моль

c1
^2-4
с5+
Мг
Мг

0
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,131
85,0 85,0 84,9 84,7 83,4 82,0 79,9 78,0 75,8 72,5 67,7 63,0 61,4 63,4 65,4 65,7
14,0 13,9 13,9 14,4 15,6 17,2 19,3 21,2 23,4 26,7 30,4 34,4 36,6 35,3 34,3 34,2
1,02 1,02 1,01 0,97 0,95 0,92 0,84 0,74 0,64 0,74 1,85 2,36 1,82 1,09 0,53 0,46
39,5 39,2 38,7 37,0 36,3 35,5 32,8 29,3 25,8 30,7 94,6 129,7 102,3 60,2 28,3 24,1
35,4 35,4 35,7 36,4 37,8 39,4 40,6 41,6 42,3 43,4 44,7 45,8 46,4 46,0 46,1 46,1
92,2
91,6
91,2
90,9
91,2
92,1
93,2
94,7
96,3
99,0
120,7
129,1
132,7
131,4
127,7
125,2

144

Рис. 2.25. Изменение молярной доли легких (а - „) и тяжелых ( %- з) компонентов в продукции при вытеснении ГКС из модели пласта обогащенным газом

пласту в среднем достаточно, согласно расчетам, прокачать около 1,5 по-ровых объема обогащенного газа, все же движение ЖУФ начнется сначала вблизи зоны закачки, так как эта зона по отношению к обогащенному газу работает как фильтр-поглотитель С2_4, а во-вторых, в двухфазном потоке движение ЖУФ отстает от движения газовой фазы тем сильнее, чем меньше превышение насыщенности ЖУФ над критической насыщенностью и чем больше соотношение вязкости ЖУФ и газовой фазы.

Анализируя факторы, влияющие на интенсивность увеличения насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой и соответственно на эффективность вытеснения выпавшего конденсата при прокачке через пласт обогащенного газа, автор пришел к выводу, что в качестве определяющего насыщенность параметра можно принять следующий безразмерный комплекс:

a = ^^^L, (2.12)

^kz~

i?\

где AS — Sfo — Sbk; S& — наименьшая насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, принимаемая как нижний порог, при котором обеспечивается минимально приемлемый промышленный дебит выпавшего конден-

145

сата; 5ВК — насыщенность пласта выпавшим конденсатом в момент начала закачки обогащенного газа; Мвк — молярная масса выпавшего конденсата; л — число компонентов в обогащенном газе; mi — молярная доля z-ro компонента в обогащенном газе; Kt - константа фазового равновесия z-ro компонента обогащенного газа при пластовых условиях в момент закачки обогащенного газа, когда насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой увеличилась до 5ф (результирующий состав углеводородной смеси определяет величину давления схождения рсх ^\я смеси).

Приняв конкретные значения факторов, входящих в состав параметра о, возможно найти зависимость текущей насыщенности пласта 5 жидкой углеводородной фазой от о при заданных объемах закачанного газа. На рис. 2.27 приведена подобная зависимость ^\я серии опытов, различающихся только составом обогащенного газа. В расчетах принято 5ф = 0,70 объема пор; 5ВК = 0,125 объема пор; л = 4(С1г С2, С3, С4); Мвк -79,2 г/моль; рсх = 20-5-35 МПа. Из рис. 2.27 видно, что значения а = 0,9-5-1,0 отвечают равновесной области - насыщенность пласта жидкой фазой практически не меняется при прокачке от 0,5 до 5 поровых объемов газа, значения о < 0,9 определяют область инверсии, насыщенность возрастает до момента закачки приблизительно одного порового объема газа, а затем, не достигнув величины S = 0,35-5-0,4 объема пор, начинает сни-

жаться.

Насыщенность достигает значений 5 > 5кр только при а > 1,2. Естественно, значения а и 5 = S(a) &ая каждой газоконденсатной сис-

146

темы необходимо определять, принимая характерные для этой системы значения факторов, образующих параметр о. Выполненные автором эксперименты свидетельствуют о возможности оптимизации процесса вытеснения выпавшего конденсата обогащенным газом, основанной на анализе зависимости насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой от безразмерного параметра о.

2.3

Метод доразработки истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа

Значительное количество газоконденсатных месторождений, в том числе в России, уже выработано или находится на завершающей стадии разработки. Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой группы ГКМ весьма велики (50 — 60 % от начальных запасов), то существует актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характеризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким пластовым давлением.

В своих исследованиях автор уделил внимание этой важной проблеме. Результаты теоретических и экспериментальных работ 70 —80-х годов позволили сделать вывод о том, что одним из реальных вариантов ее решения является эксплуатация истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. Технико-экономические предпосылки данной технологии, в которой сочетаются регулирование сезонной неравномерности газопотребления в конкретном регионе и доразработка остаточных запасов конденсата, состоят в том, что материальные и финансовые потребности при добыче жидких углеводородов в этом случае существенно сокращаются вследствие “попутного" характера производства.

В данном разделе анализируются результаты исследований автора и его коллег по этой проблеме.

При фильтрации газовой фазы на начальной стадии разработки газоконденсатного пласта содержание С5+ в газовой фазе может быть весьма значительным.

Начальное содержание конденсата (г/м3) в пластовом газе для отдельных ГКМ было следующим: Ново-Троицкое - 427, Вуктыльское - 360, Уренгойское (валанжин) - до 300.

Однако по мере снижения пластового давления содержание С5+ в газовой фазе падает вследствие уменьшения растворяющей способности метана, основного компонента газовой фазы, при падении давления в системе.

Поведение сжатых одно- или многокомпонентных углеводородных газов как растворителей конденсата или его аналога изучалось многими исследователями. Интерес для нас представляют работы Б. Сейджа,

147

Т.П. Жузе, С.Л. Закса, А.Ю. Намиота, Г.С. Степановой и др. [11, 15, 29, 42, 47].

Б. Сейдж изучал, в частности, влияние степени обогащения системы метан — я-бутан — я-декан промежуточным компонентом (я-бутаном) на распределение я-декана между жидкой и газовой фазами при температурах от 15 до 137 °С и давлениях от 0,8 до 34,5 МПа.

В области низких давлений, соответствующих условиям истощенного газоконденсатного пласта (5—10 МПа), растворимость я-декана в газовой фазе весьма ограниченна и незначительно изменяется при изменении содержания я-бутана в этой фазе (рис. 2.28). Константы фазового равновесия я-декана в области столь низких давлений не превышают 0,07-0,08, основная масса я-декана сосредоточена в жидкой фазе независимо от количества промежуточных компонентов (я-бутана) в системе.

Г.С. Степанова экспериментальным путем исследовала растворимость в сухом газе (метане) углеводородов различных групп с целью вскрыть природу пластовых потерь конденсата при разработке ГКМ на истощение. Результаты выполненных ею расчетов показали, что чем выше пластовое давление, при котором начата закачка газа, т.е. чем больше масса закачиваемого газа, тем более резко изменяются фракционный состав С5+ и его содержание в газе. При давлении 5,4 МПа фракционный состав С5+ в газовой фазе (как и в жидкой) изменяется очень незначительно, количество перешедшего в газовую фазу конденсата (С5+) в первый период закачки несущественно увеличивается (от 59 до 64 г/м3). После закачки более одного порового объема газа содержание С5+ в газовой фазе несколько уменьшается. Исследователь объясняет увеличение концентрации С5+ в процессе закачки сухого газа при низких давлениях тем, что при давлениях, близких

Рис. 2.28. Зависимость содержания I-С10 в Рис. 2.29. Эффективность туймазинского

равновесной газовой фазе от содержания в попутного газа (кривые 1', 2') и диоксида

ней I-С4 для системы С^+I-С4+I-С10 при углерода (кривые 1, 2) как растворителей

71,1 °С: нефти:

1, 2, 3 — давление соответственно 15,52; 10,35 1, 1— Ромашкинского месторождения

и 5,52 МПа (Татарстан); 2, 2' - Туймазинского месторождения (Башкортостан)

148

к давлениям максимальной конденсации этана, пропана и бутанов, присутствие их в газовой фазе уменьшает ее растворяющую способность по отношению к конденсату. Делается ссылка на данные Б. Сейджа (см. рис. 2.28), согласно которым при температуре 71,1 °С и давлении 5,52 МПа изменение молярной доли в газовой фазе н-бутана от 0 до 18 % слабо влияет на растворимость н-декана в газовой смеси, состоящей из метана и бутана, вызывая все более заметное уменьшение растворимости по мере возрастания количества н-бутана в газе свыше 8—12 %.

На примере Вуктыльского ГКМ Г.С. Степанова проанализировала влияние различных факторов на коэффициент дополнительного извлечения конденсата. Наибольшее влияние на интенсивность извлечения конденсата оказывают объем закачанного газа и пластовое давление, в значительно меньшей степени — состав газа. Изменение состава газа в широком диапазоне столь мало влияет на извлечение конденсата, что делается вывод о технологической нецелесообразности обогащения газа промежуточными компонентами при проектировании сайклинг-процесса, хотя не отрицается возможность получения определенного эффекта от добавления в закачиваемый газ пропан-бутановой фракции на начальной стадии разработки ГКМ. Отметим, что К.С. Басниев с соавторами предложил метод добычи выпавшего в пласте конденсата, также основанный на обогащении закачиваемого газа пропан-бутановой смесью и являющийся разновидностью частичного сайклинг-процесса.

С.Л. Закс провел экспериментальные исследования по извлечению из пористой среды нефтей различного состава углеводородными газами высокого давления (10 — 40 МПа) при температурах от 20 до 140 "С. Было установлено, что с повышением пластового давления растворимость нефти в прокачиваемом газе увеличивается, причем возрастает средняя молярная масса перешедших в газовую фазу углеводородов. Обогащение газа, содержащего в основном метан, промежуточными компонентами (этан, пропан, бутан) и углекислым газом увеличивает растворимость в газе нефти. С повышением давления влияние состава газа на количество переходящих в газовую фазу углеводородов уменьшается (рис. 2.29).

Т.П. Жузе изучала растворимость в сжатом до 20 — 50 МПа природном газе нефтей многих отечественных месторождений. На рис. 2.30 приведены изотермы растворимости фракций, выделенных из нефтей парафиновой, нафтеновой и ароматической природы. По своим характеристикам фракции близки к газовым конденсатам (табл. 2.7). Природный газ содержал (массовая доля, %): метана - 74,2, этана - 11,9, пропана - 7,2, бутана -4,3 и пентанов - 2,4. Исходное соотношение нефти и газа (по массе) во всех опытах было близко к единице. Было установлено, что растворимость углеводородов в газе зависит от их состава и увеличивается с ростом температуры и давления. В исследованном диапазоне давлений (20 — 50 МПа), значительно больших давлений, характерных для завершающей стадии разработки месторождений (5-10 МПа), растворимость нефти резко падает по мере приближения давления к нижней границе интервала. Отмечается повышение растворимости фракций в газе по мере возрастания отношения масс фракции и газа. С увеличением содержания легких компонентов в широкой фракции растворимость ее в газе растет при прочих равных условиях, однако это справедливо только при сходном групповом составе фракций. Был получен вывод, что при относительно высоких давлениях и температурах групповой и химический состав нефти мало сказывается на

149

Рис. 2.30. Изотермы растворимости в сжатом при(одном газе широких фракций нефти парафинового (кривая 1), ароматического (кривая 3) и нафтенового кривая 4) основания при 50 °С (см. табл. 2.7)

ее растворимости в газе, в то время как при низких давлениях и температурах существует взаимозависимость состава нефти и ее растворимости в газе. Отсюда, очевидно, можно сделать вывод, что на завершающей стадии разработки газокон-денсатонефтяных месторождений при относительно низких пластовых давлениях (около 5-10 МПа) возрастает роль экспериментальных исследований в прогнозировании поведения конкретных газо-конденсатных и газоконденсатонефтяных смесей.

С.Н. Бузинов с сотрудниками при участии автора экспериментальными методами исследовал процесс испарения выпавшего конденсата при эксплуатации га-зоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. В качестве физической модели пласта использовали трубу длиной 1 м с внутренним диаметром 4,3 • 10"2 м, в которой был утрамбован кварцевый песок. Проницаемость модели составляла 2- 10"14 м2, пористость — 25 %. Сначала воспроизводили процесс истощения газокон-денсатного пласта от давления 17,2 МПа (давление начала конденсации) до 3,4 МПа при заданной пластовой температуре 21 °С. Пластовый газ начального состава моделировали многокомпонентной углеводородной смесью, содержащей (молярная доля, %): Q - 87,2; С3 - 7,0; С4 - 2,0; С5 - 3,8.

Начальное количество стабильного конденсата (С5+) в газе составляло около 157 г/м3, молярная масса — 95,4 г/моль. После истощения модели пласта в нее закачивали газ, повышая пластовое давление в разных опытах до 5,9; 9,8 и 14,7 МПа. Систему выдерживали &ая установления межфазного равновесия в течение 5-10 сут. Затем из модели пласта отбирали пробы

Таблица 2.7

Характеристика широких нефтяных фракций

Номер фракции

Тип фракции

Плотность,

(номер
кривой
на рис.
2.30)

г/см3

1 2 3 4
Парафиновая
Парафиновая
Ароматическая
Нафтеновая
0,7863 0,8001 0,8542 0,8392

Содержание фракции
(%), выкипающей до
температуры, °С
Содержание углеводородов (%) во фракции НК-250 °С

250
450
парафиновых
нафтеновых
ароматических

55,9 39,1 55,8 47,2
96,2 96,2 97,2 88,5
61 63 11 16
30 29 57 72
9 8
32 12

150

газа для анализа компонентного состава и определения величины равновесного содержания конденсата в пластовой газовой фазе. В первой серии опытов закачку и отбор газа производили через один и тот же торец модели, во второй серии — через разные торцы. Молярная доля (%) компонентов в закачиваемом газе была следующей: Q - 95,86; С3 - 3,38; С4 -0,52; С5+ - 0,24. Результаты опытов представлены на рис. 2.31 и 2.32. Из рисунков четко следует, что при давлениях от 5 до 10 МПа извлечение выпавшего конденсата с помощью прокачиваемого газа идет в очень низком темпе, если сопоставлять отборы конденсата с его остаточными запасами (см. рис. 2.31, графики 2 и 3).

Следует учитывать, однако, что эксплуатация истощенного ГКМ в режиме подземного хранилища газа может рассматриваться как метод повышения конденсатоотдачи конкретного месторождения, поскольку объем прокачки газа в этом случае практически не ограничен. Для осуществления промышленных отборов остаточного конденсата необходимо решать задачу достаточно полного извлечения тяжелых углеводородов (С5+) из газа при низком содержании этих углеводородов в отбираемом газе и в условиях относительно низких давлений на забое и устье скважин.

Экспериментальные и аналитические исследования Т.П. Жузе, С.Л. Зак-са, Г.С. Степановой, В.В. Юшкина, а также газопромысловая практика свидетельствуют о том, что на завершающей стадии разработки ГКМ содержание С5+ в добываемом газе составляет от 50-70 до 10-30 % содержания, зафиксированного в период начала разработки месторождения. Абсолютные величины содержания фракции С5+ в добываемом газе при пластовых давлениях ниже 10-15 МПа колеблются от 30-50 до 80-100 г/м3, т.е. являются относительно низкими. Вспомним, что на завершающей стадии разработки большинства ГКМ добывается всего 3-5 % извлекаемых запасов конденсата.

Анализ опубликованных работ показал, что, несмотря на выдвигавшиеся разными исследователями предложения о закачке в газоконденсатный пласт как на начальной стадии, так и на завершающей стадии разработки обогащенного промежуточными компонентами газа с целью повышения конденсатоотдачи пласта, механизм и эффективность извлечения конденсата обогащенным газом на завершающей стадии разработки совсем не исследованы.

Рис. 2.31. Динамика содеожания С5+ в поо-дукции в зависимости от количества объемов noD V поокачанного чеоез пласт cvxoro газа:

1 2 3 -давление соответственно 14 7- 9 8 и 5,9 МПа

Рис. 2.32. Содержание в продукции С5+ при закачке и отборе газа через разные (кривая 1) и одну (кривая 2) “скважину”

151

В связи с этим под руководством автора выполнены экспериментальные исследования фазовых равновесий, позволяющие оценить вклад фильтрации газовой фазы в процесс переноса конденсата при нагнетании в истощенный газоконденсатный пласт газов, содержащих более 20 % (молярная доля) промежуточных компонентов (С2 + С3 + С4). Методикой опыта предусматривались следующие этапы, выполняемые последовательно:

подготовка в рабочей бомбе двухфазной газоконденсатной смеси;

подготовка во вспомогательной бомбе углеводородного газа заданного состава;

изобарический отбор части равновесной газовой фазы из рабочей бомбы с контролем количества отбираемого газа и анализом его компонентного состава;

закачка в рабочую бомбу углеводородного газа заданного состава объемом, равным в пластовых условиях объему отобранной на предыдущем этапе равновесной газовой фазы.

Два последних этапа повторяли в каждом опыте до получения заданного накопленного объема закачанного углеводородного газа. В исходной двухфазной газоконденсатной системе при заданных давлении 10 МПа и температуре 62 °С равновесная газовая фаза составляла 0,875 ± 0,01 общего объема системы. Составы фаз исходной системы приведены в табл. 2.8. В качестве нагнетаемых газов исследованы типичные газы дегазации сырого конденсата, обогащенные в различной степени компонентами С2+ (табл. 2.9).

Таблица 2.8

Составы (молярная доля, %) равновесных при условиях опыта газовой и жидкой фаз

Компонент
Фаза

газовая
жидкая

C + N
84,21
25,68

С2
8,76
9,15

С3
3,59
7,17

С4
1,44
5,61

I фракция (44 % С5 + 56 % С6)
1,42
11,58

II фракция (С)
0,48
16,07

III фракция (С9)
0,09
12,24

IV фракция (С)
0,01
7,24

V фракция (С)
—
5,26

В том числе С5+
2,00
52,39

Сумма
100,0
100,0

Примечание. Конденсатогазовый фактор (КГФ) газовой фазы

системы - 74,2 г/м3, молярная масса С5+ в газовой фазе - 87,5 г/моль.

Таблица 2.9

Состав закачиваемых газов

Номер опыта


Молярная доля, %

Молярная масса С2+, г/моль

ci
С2
С3
С4
с5+
С2 + С3+С4

1 2 3
4
81,1 74,80 75,54 64,82
12,07 12,20 11,20 9,21
5,51 10,20 5,60 9,83
1,11 2,60 7,41 15,96
0,20 0,20 0,23 0,18
18,69 25,00 24,23 35,00
36,0 38,7 41,9 46,8

152

Таблица 2.10

Динамика молярной доли (%) С5+г КГФ (г/м3) и молярной массы М (г/моль) в равновесной газовой фазе при закачке газа, обогащенного компонентами С2+ (давление 10 МПа, температура 62 С)

Накопленный

го газа, объемы
Q+
КГФ
М
Q+
КГФ
М

пор

Опыт 1


Опыт 2

0
1,28
45,2
84,0
1,11
39,8
85,0

1
1,32
48,4
87,0
1,46
56,0
90,9

2
1,19
43,9
87,8
1,29
49,4
90,9

3
0,99
36,8
88,5
1,12
42,8
91,0

5
0,83
31,4
90,4
1,03
39,7
91,8

7
0,76
29,8 Опыт 3
93,6
0,93
36,6 Опыт 4
93,7

0
1,19
42,5
85,0
1,09
39,0
87,0

1
0,86
31,1
86,2
0,79
29,2
87,9

2
0,68
24,8
87,2
0,54
20,4
90,2

3
0,54
20,0
88,5
0,41
15,7
92,0

5
0,46
16,9
88,2
0,44
17,7
96,4

7
0,48
17,6
87,7
-
-
-

Примечание. Номер опыта
см. рис. 2.3С
.

Накопленный объем закачанного углеводородного газа достигал в опытах не менее пяти объемов “порового пространства". Результаты опытов, позволяющие оценить влияние состава нагнетаемого газа на вынос конденсата в газовой фазе, приведены в табл. 2.10 и на рис. 2.33. Сравнивая отдельные опыты, можно прийти к весьма важному заключению, что при прочих равных условиях на равновесное конденсатосодержание газовой фазы влияет не только содержание компонентов С2+ в нагнетаемом газе, но и не в меньшей степени молярная масса С2+. Так, при практически одинаковом содержании С2+ в газе, нагнетаемом в “ пласт" в опытах 2 и 3, в первом случае отмечается увеличение КГФ, а во втором — резкое падение КГФ по мере закачки одного-трех объемов газа (см. рис. 2.33). Из

Рис. 2.33. Равновесное конденсатосодержание (КГФ) газовой фазы (а) и насыщенность 5 жидкой фазой (б) при давлении 10 МПа и температуре 62 °С как функции объема V закачанного газа в объемах пор (номер кривой соответствует номеру опыта)

153

рисунка следует, что независимо от состава нагнетаемого газа равновесное конденсатосодержание газовой фазы не превышает 50 — 55 г/м3 для исследованной газоконденсатной системы при 10 МПа и 62 "С.

Таким образом, экспериментальными исследованиями установлено, что обогащение прокачиваемого через истощенный пласт газа легкими промежуточными компонентами, этаном или этан-пропановой смесью дает возможность незначительно повысить в газовой фазе содержание С5+, но и этот слабый и непродолжительный эффект достигается за счет испарения из выпавшего конденсата его легкой части (см. табл. 2.9). Обогащение прокачиваемого газа пропан-бутановой смесью приводит не к повышению, а к уменьшению содержания С5+ в газовой фазе смеси (см. рис. 2.33). Анализируя полученные экспериментальные данные и принимая во внимание результаты других исследователей, автор пришел к однозначному выводу о том, что добычу из пласта выпавшего конденсата путем испарения в прокачиваемый углеводородный газ любого компонентного состава при давлениях ниже 10—15 МПа можно рассматривать, как правило, только в качестве способа попутного извлечения фракции С5+ при эксплуатации истощенного пласта в режиме подземного газохранилища.

2Л____________________________

Разработка нефтяной оторочки с помощью растворителей

Многие газоконденсатные месторождения характеризуются наличием нефтяной оторочки. Она может быть либо сплошной, подстилающей газокон-денсатную область залежи, либо, как правило, разорванной, когда нефть залегает в виде узкого кольца или цепочки фрагментов кольца.

Промышленная значимость оторочки определяется, прежде всего, абсолютным количеством запасов нефти. Однако важными критериями могут быть компактность запасов нефти, эффективная толщина нефтенасыщен-ной области, глубина залегания оторочки, а также коллекторские свойства пласта в этой области.

Если исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче в случае разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как указывалось выше (см. раздел 5.3), при разработке нефтегазоконденсатной залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Автор, кроме того, убежден в том, что применительно к таким сложным объектам, как газоконденсатный пласт, в том числе с нефтяной оторочкой (или тем более поэтому), необходимо соблюдать принцип “не навреди". Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могут быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители.

154

Исходя из этих представлений, автор с сотрудниками исследовали возможность применения растворителей для интенсификации добычи нефти при разработке нефтяной оторочки ГКМ.

Маломощная нефтяная оторочка газоконденсатной залежи как объект разработки запасов нефти обладает целым рядом особенностей, отличающих этот объект от нефтяных и газонефтяных залежей. Например, при значительной протяженности в горизонтальной плоскости нефтяные оторочки зачастую имеют мощность, измеряемую немногими десятками и даже единицами метров.

Практика разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение показывает, что при этом не достигаются приемлемые величины нефте- и конденсатоотдачи [10, 26]. Одним из возможных способов повышения нефтеотдачи нефтяных оторочек является метод барьерного заводнения и различные его модификации.

Однако соседство нефтяной оторочки с огромными, как правило, запасами газоконденсатной смеси дает возможность обеспечить комплексный подход к разработке месторождения углеводородов как единой системы. Даже если иметь в виду только возможность использования ресурсов газоконденсатной зоны при разработке нефтяной оторочки - одно это обстоятельство позволяет по-новому взглянуть на возможность выбора способов разработки, обеспечивающих повышенную по сравнению с разработкой на истощение степень извлечения запасов нефти.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа наметили направление, в котором, по-видимому, целесообразно продвигаться в ближайшие годы при проектировании разработки нефтяных оторочек ГКМ. Это применение растворителей, которые могут быть получены на сырьевой базе газоконденсатной зоны, для осуществления процесса вытеснения нефти нефтяной зоны.

Преимущества вытеснения нефти растворителями - особенно возможность получения высоких коэффициентов извлечения запасов нефти — широко известны [4, 12]. Специфика организации процесса подобного рода на нефтегазоконденсатном месторождении состоит в том, что имеется достаточно широкий выбор агентов-растворителей, что обеспечивает многовариантность при технико-экономическом анализе перспектив разработки месторождения в целом и нефтяной оторочки в частности.

Цель публикации настоящих материалов - обобщение накопленного автором опыта при изучении вопросов разработки нефтяных оторочек ГКМ с закачкой растворителей.

Предполагается, что вошедшие в работу материалы будут полезны при проектировании разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, близких по строению и геолого-промысловым характеристикам к филипповской залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения.

2.4.1

Физические основы вытеснения нефти растворителями, газом высокого давления и обогащенным газом

При вытеснении нефти водой или равновесным с нефтью газом (газом газовой шапки) капиллярные силы препятствуют снижению нефтенасыщен-ности за фронтом вытеснения ниже 25 — 50 %. В отдельных случаях остаточная нефтенасыщенность может быть даже несколько большей.

Процесс вытеснения нефти растворителями характеризуется отсутствием четких границ раздела фаз и практическим отсутствием капиллярных сил в зоне вытеснения, что обеспечивает почти полное вытеснение нефти при закачке определенного объема растворителя. Интересно сопоставить результаты опытов [26] по вытеснению нефти газом при наличии и в отсутствие капиллярных сил на границе вытесняющего флюида и нефти. В первом случае на моделях пласта длиной 6 и 37,5 м получены близкие коэффициенты нефтеотдачи (0,49 и 0,52) до начала повышения газового фактора; конечные коэффициенты нефтеотдачи получены одинаковыми (0,67). Во втором случае на моделях пласта длиной 7 и 37,5 м соответствующие коэффициенты составили 0,675 и 0,82 до начала повышения газового фактора и 0,875 и 0,95 к концу процесса вытеснения.

Отсутствие капиллярного давления в процессе вытеснения нефти растворителями не только дает возможность получать высокие коэффициенты извлечения нефти, но и проектировать закачку растворителей в низкопроницаемые нефтенасыщенные коллекторы, не принимающие воду из-за образования высокодисперсных водонефтяных смесей, которые создают большие гидравлические сопротивления капиллярной природы [26].

В большинстве случаев для вытеснения нефти в качестве растворителей используются сжиженные нефтяные газы, состоящие из так называемых промежуточных углеводородов (этан, пропан, бутаны, пентаны, гекса-ны). Обычно в пластовых условиях это жидкости, полностью смешивающиеся с нефтью.

При вытеснении нефти газообразными (в пластовых условиях) агентами различают два основных варианта процесса.

Первый из них, обычно называемый процессом вытеснения газом высокого давления, характеризуется тем, что в процессе массообмена преобладает переход промежуточных компонентов из жидкой фазы в газовую. Этот вариант процесса дает хорошие результаты при высоких давлениях нагнетания (порядка 25,0-45,0 МПа).

Во втором варианте процесса в массообмене преобладает переход промежуточных компонентов из газовой фазы в жидкую. Он реализуется при закачке в пласт жирного природного газа или газа, искусственно обогащенного промежуточными компонентами, и протекает при более низких давлениях, чем при использовании сухого газа.

Чем меньше в пластовой нефти и в закачиваемом газе промежуточных компонентов, тем большее давление требуется для смешиваемости газа и нефти без фазовых границ раздела. Экспериментальные исследования газонефтяной смеси позволяют построить фазовую тройную диаграмму, на

156

которой система углеводородов представлена состоящей из фракций С1г С2 - С6г С7+ или С1г С2 - С4; С5+ и т.п.

Построенная аля определенного давления при данной пластовой температуре диаграмма дает возможность выделить область смешиваемости системы по содержанию промежуточных компонентов. На рис. 2.34 приведена фазовая тройная диаграмма для одной из нефтей при давлениях 20,6; 24,0; 27,5 МПа. Касательные aa, KХMХ, K2M2 разграничивают зоны смешиваемости и несмешиваемости.

При вытеснении нефти газом высокого давления или газом, обогащенным промежуточными углеводородами, процесс идет без границ фазового раздела, за счет образования переходной зоны с плавным изменением свойств от свойств нефти до свойств закачиваемого агента.

Опыты с газами различного состава подтверждают, что увеличение содержания промежуточных компонентов в закачиваемом газе способствует образованию плавной переходной зоны от газа к нефти и обеспечивает повышение нефтеотдачи (рис. 2.34, 2.35).

Перечислим основные факторы, от которых зависит эффективность процесса вытеснения нефти растворителями.

Чем меньше различаются по вязкости пластовая нефть и растворитель, тем меньше размер зоны смеси и тем эффективнее процесс вытеснения нефти растворителем (меньше удельный расход растворителя). Изменение скорости вытеснения в однородном пласте лишь незначительно влияет на изменение основных показателей процесса извлечения нефти из пласта. Повышение степени неоднородности пласта ведет к быстрому возрастанию

Рис 2 34 Смешиваемость неЛти и газа пои иазличных давлениях Г151:

I - двухфазная область; II -область несмешиваемости; III - область смешиваемости

157

Рис. 2.35. Зависимость конечной нефтеотдачи от увеличения объема легкой нефти, вызванного растворением в ней различных газов [15]:

1 - равновесный газ; 2 - газ сепарации; 3 - конденсатный газ; 4 - смешанный газ; 5 - газ, обогащенный пропаном

длины зоны смеси и ухудшению показателей процесса. Однако практика применения растворителей при разработке нефтяных залежей показала, что влияние неоднородности пласта на показатели процесса вытеснения нефти уменьшается при увеличении расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Подобная зависимость наблюдается в однородных пластах, что подтверждается опытами на моделях пласта разной длины [12]. Вследствие того, что на показатели процесса вытеснения нефти растворителями влияет много факторов, учесть вклад каждого из которых чрезвычайно трудно, более или менее точная оценка показателей процесса возможна только после проведения опытно-промышленного эксперимента на участке залежи.

При проектировании процесса вытеснения нефти с помощью растворителей необходимо решать либо задачу выбора состава растворителя для заданных условий вытеснения (пластовых давления и температуры), либо задачу определения необходимых условий вытеснения (давления) при наличии растворителя заданного состава. Кроме того, необходимо обосновать процесс обратного извлечения основной массы закачанного растворителя. В качестве агента, вытесняющего растворитель, используют сжатые углеводородные и неуглеводородные газы или смеси тех и других.

После выбора растворителя и уточнения термодинамических условий, при которых будут осуществлять процесс вытеснения нефти в натурном пласте, необходимо оценить ожидаемую длину зоны смеси “растворитель-нефть".

Экспериментальные исследования на физической модели пласта длиной 50 м [12] показали, что длина зоны смеси является функцией пройденного фронтом растворителя расстояния и отношения вязкостей нефти и растворителя (рис. 2.36). С достаточной степенью точности эта функциональная зависимость описывается простым уравнением;

L

Cxа,

(2.13)

где x — пройденное расстояние, безразмерная величина в единицах характерного линейного размера (например, радиуса ствола скважины); C, ос — коэффициенты, зависящие от соотношения вязкостей нефти и раствори-

теля.

По данным, полученным на физической модели пласта длиной 50 м, Аая нефтей и растворителей с соотношением вязкостей от 5 до 15, величины e и ос можно определить по графикам, приведенным на рис. 2.37.

158

Рис. 2.36. Зависимость длины зоны смеси х растворитель - нефть от пройденного фронтом расстояния х для растворителя вязкостью 0,53 мПа-с [12].

70 - выбранный характерный размер - радиус ствола скважины (10 см)

Рис. 2.37. Зависимость коэффициентов С и а от соотношения вязкостей нефти и растворителя ц0 [12]

Пример. Оценим длину зоны смеси при вытеснении на расстоянии 50 м нефти вязкостью 1,7 мПа-с растворителем вязкостью 0,3 мПа-с.

По рис. 2.37 для отношения вязкостей 1 = 5,67 находим: С = 52,3;

0Г3

а = 0,113. Отсюда длина зоны смеси равна: 52,3 • [—] -0,113 = 106 безразмерных единиц, или 10,6 м (характерный размер для приведения линейных размеров к безразмерному виду выбран равным 10 см).

Для уменьшения неблагоприятных последствий большого отношения вязкостей нефти и растворителя были предложены технологические приемы, которые позволяют заменить резкую границу между растворителем малой вязкости и нефтью зоной с постепенно изменяющейся вязкостью. Сущность такого рода технологических приемов сводится к тому, что на контакт с нефтью сначала закачивают наиболее близкий к ней по вязкости растворитель, затем следующий растворитель, наиболее близкий по вязко-

159

Рис. 2.38. Зависимость коэффициента вытеснения a нефти и содержания асфальтосмолистых веществ (АСВ) в продукции от объема V закачки этана (1) и этаноконденсатной смеси (2)

сти к закачанному и т.д. в порядке уменьшения вязкости. Экспериментальные исследования показали, что можно эффективно вытеснять нефть растворителем, в 3 раза менее вязким, чем нефть, если предварительно закачивать в нефтенасыщенную пористую среду небольшие объемы растворителей, каждый из которых отличается по вязкости от контактирующих с ним соседних растворителей, а первый от нефти, не более чем на 25 %. Это — способ создания оторочки растворителя переменной вязкости.

Поскольку от величины отношения вязкостей нефти и растворителя непосредственно зависит длина зоны смеси, т.е. необходимый объем растворителя, выбор растворителя оказывает прямое воздействие на технико-экономические показатели процесса в целом.

При значительном содержании в нефти асфальтосмолистых веществ (АСВ) вытеснение ее легкими растворителями (этаном, пропаном, бутана-ми, широкой фракцией легких углеводородов) осложняется возможным выпадением АСВ в пласте, что может привести к закупорке поровых каналов.

В таком случае, при наличии в газоконденсатной зоне пласта рассеянной нефти, предлагается закачивать растворитель не на контакт J1 нефть — газ”, а на определенном расстоянии от него в газоконденсатную зону. Создавая условия для продвижения растворителя в сторону газонефтяного контакта, добиваются того, что по мере его продвижения по пласту, в результате контакта с рассеянной нефтью, образуется зона смеси повышенной молекулярной массы и вязкости. Как показали эксперименты (рис. 2.38), выполненные во ВНИИГАЗе, вытеснение нефти оторочкой такого растворителя более эффективно, чем чистым легким растворителем [49].

2.4.2

Оценка коэффициента извлечения

Основным показателем, определяющим эффективность применяемого метода разработки, является коэффициент извлечения, представляющий собой отношение количества добытой нефти к геологическим ее запасам в разрабатываемой оторочке (участке). При разработке с использованием процесса вытеснения коэффициент извлечения (Кп) может быть представлен как произведение коэффициента вытеснения (ц) на коэффициент охвата (3:

Кп = Ц ' (3.

Коэффициент вытеснения

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. При вытеснении нефти в условиях неограниченной смесимости с растворителем коэффициент вытеснения может достигать 100 %. Достоверные сведения о величине коэффициента вытеснения получают в результате экспериментальных исследований с реальными углеводородными смесями на моделях пористых сред [9, 27, 28].

По данным экспериментальных исследований строится зависимость изменения насыщенности р порового объема модели пласта вытесняющим агентом от безразмерного объема закачки V =V/VL (рис. 2.39), где V -объем порового пространства всей модели; VL — объем порового пространства модели при х = L. До прорыва растворителя коэффициент вытеснения г\ = V , в момент прорыва г\* = V*.

Коэффициент вытеснения к любому моменту времени после прорыва растворителя определяется численным интегрированием кривой р ( V ) по формуле

4(V) = 4* + f[1-S(V)] dV.

(2.14)

Рис. 2.39. Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от безразмерного объема закачки при различной длине образца

161

v

V

Общий характер кривых г|(У) и т|*(У) указывает, что коэффициент вытеснения взаиморастворимых жидкостей различной вязкости существенно зависит от размера образца пористой среды и от соотношения вяз-костей ц0 = цр/цн.

Данные экспериментов [12] показали, что для того, чтобы ошибка в определении г|* не превышала 5 % (по отношению к максимальному значению), следует пользоваться моделями примерно следующей длины:

L > 4 м при ц0 = 1;

L > 20 м при ц0 = 2,5;

L > 30 м при ц0 = 5.

Объем закачки до полного вытеснения УТ]=1 также зависит от длины модели. Анализ зависимостей коэффициента вытеснения до прорыва (if) и объема нагнетания до полного вытеснения ( VT]=i) показывает, что с увеличением длины образца if возрастает, а Уц = 1 уменьшается. Однако полной стабилизации кривых rf( V ) и Vц = 1 даже на длине L = 50 м не наблюдается. В промысловых условиях расстояния между скважинами обычно больше 50 м. Поэтому^ однородном пласте значения коэффициента ц* будут выше, а значения УТ] = 1 ниже величин, полученных в ходе экспериментов.

Коэффициент охвата

Коэффициент охвата пласта определяется отношением объема порового пространства, охваченного вытеснением, к полному объему порового пространства разрабатываемой оторочки (участка).

Коэффициент охвата зависит от объема закачанного вытесняющего флюида, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, начального положения водонефтяного и газонефтяного контакта, характера и степени неоднородности коллекторских свойств пласта. В первом приближении коэффициент охвата (|3) может быть представлен как произведение коэффициентов охвата по разрезу (PJ и по площади (|32) пласта.

Первый из них представляет долю пласта, охваченную процессом вытеснения, при условии, что ряды скважин заменяются галереями.

Коэффициент площадного охвата (|32) учитывает дополнительные потери нефти, связанные с образованием застойных зон, и зависит от принятой схемы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин и от коэффициента подвижности М:

M=*!L4bL| (2-15)

где кв и ки — фазовые проницаемости вытесняющего агента и нефти соответственно; (1вицн — вязкости вытесняющего агента и нефти соответственно.

На рис. 2.40 показаны значения коэффициента охвата по площади, полученные разными исследователями для элемента пятиточечной системы [28]. Следует отметить, что в большинстве случаев удовлетворительное соответствие получается при коэффициенте подвижности М < 1. Однако при М > 1 обнаруживается большое расхождение между приведенными данными. На рис. 2.40 приведены четыре кривые при М > 1. Эти кривые отве-

162

Рис. 2.40. Зависимость коэффициента охвата по площади (32 от коэффициента подвижности М при прорыве жидкости для регулярной пятиточечной системы (по Крейгу)

Рис. 2.41. Зависимость конечной нефтеотдачи от объема закачанного вытесняющего агента (по Заксу):

1 — закачка воды; 2 — закачка пропана и газа; 3 — последовательная закачка пропана, газа и воды; 4 — прорыв

чают различным данным, полученным экспериментально в указанном интервале изменения коэффициента подвижности. Замеренные значения коэффициента 69 по площади при прорыве для M = 3, например, лежат в диапазоне

Несмотря на чрезвычайно высокую степень вытеснения нефти из пор, в которых движется растворитель (пропан), нефтеотдача, как это видно из рис. 2.41, обычно бывает почти такая же, как и при вытеснении нефти водой. Объясняется это тем, что, хотя вытесняющая способность воды намного ниже, чем у пропана, коэффициент охвата пласта при вытеснении нефти водой выше, чем при вытеснении пропаном [28].

Для определения коэффициента охвата по площади можно использовать графики (рис. 2.42 — 2.45) для различных площадных систем заводнения, приведенных в работе [28].

Коэффициент охвата по разрезу пласта в значительной степени определяется характером и степенью неоднородности коллектора. Очевидно, что пласт-коллектор может быть неоднороден по всем важнейшим свойствам, таким как проницаемость, пористость, содержание связанной воды,

163

Рис. 2.42. Коэффициент охвата по площади (3охв в скошенной четырехточечной системе.

V - вытесняемый объем, равный объему^закачанной жидкости, деленному на произведение объема пор элемента и коэффициента вытеснения УРА

а

to

г 8-

&

в

X

е

са

,100 80

60 40

Ш

0,1

в

1,0 10 100 М

^юо

I so

§¦

g 60

5"

х

е

со.

40

ш

I I Mil I Mix I

0,1 1,0 10 100 М

>e*wl I I III I Н

- iN
> т/Г/) \

1 N-Ш И

S* ' rwUJJJI 1 МП
>, «л ГРЦ1 г

* ITTTItK

о П\ \ MIL........1__LJ1J__1__l_LL

3?

0,1 д

А---А

1°:

А- -А

2 •—Ч

д i

6— <!

1,0 10 100 М

$100 %90 & 80 | 70

%60

ш

со.

4 о А

0,J 2,0 10 М

| 90 J *°

S 60

W-oU

о

0,1 1,0 10 М

Рис. 2.43. Зависимость 6 по плошали пюи nDO-рыве от коэффициента подвижности М дл?:

а - регулярного лобового рядного заводнения при L/2o = 1; б - регулярной шахматной рядной системы при L/2a = 1' — нормальной (Л и обращенной (2) пятиточечной системы- - регулярной нормальной семиточечной системы д -регулярной обращенной семиточечной системы

Рис. 2.44. Зависимость (3охв от коэффициента подвижности a для девятиточечной системы при разных вытесняемых объемах VBbIT

Рис. 2.45. Зависимость (3охв для различных систем заводнения от L/2o при коэффици-енте подвижности a = 1:

1 - лобовое линейное рядное заводнение по Маскету; шахматное рядное заводнение:

2 - по Маскету; 3 - по Пратсу

распределение размера пор, свойства насыщающих пласт флюидов и т.п. Наиболее важный из этих параметров — проницаемость.

Неоднородность пласта по проницаемости обычно описывается с помощью вероятностного распределения. Распределение задается плотностью распределения:

da = f(k)dk, (2.16)

где f(k) — плотность распределения; dot цаемость в интервале [к, к + dk].

Плотность распределения удовлетворяет нормировочному нию

доля пласта, имеющего прони-

соотноше-

I mdk-

(2.17)

?min

где к к — минимальное и максимальное значения проницаемости

Функция плотности распределения может быть задана как в аналитической, так и в табличной форме. Существуют различные виды распределений, применяемых /^ая описания неоднородности пласта по проницаемости, и способы восстановления распределения по геологическим данным [27, 28, 30]. При оценке коэффициента охвата предпочтительно использовать то же распределение проницаемости, которое было использовано при подсчете запасов ^/\я данного месторождения. Важными количественными характеристиками распределения проницаемости являются! математическое

165

ожидание (к), среднеквадратичное отклонение (а) и вариация проницаемости (V):

к = / k-f{k) dk\

*min *max

а2 = / [k-kf'f{k) dk\

k min

V = o/k.

(2.18)

(2.19)

(2.20)

При расчетах коэффициента охвата пласт аппроксимируется полосо-образной залежью (рис. 2.46) и разбивается на расчетные фрагменты прямолинейными галереями.

Для учета невертикальности газонефтяного и водонефтяного контактов пласт разбивается на М равных по толщине пропластков.

Каждый пропласток разбивается еще на N пропластков различной проницаемости, что позволяет учесть неоднородность коллектора (рис. 2.47).

Таким образом, расчет проводится по М х N гидродинамически не связанным трубкам тока.

Проницаемость пропластков задается в соответствии с вероятностным законом распределения проницаемости, построенным по данным исследования кернов.

В каждой трубке тока предполагается поршневое вытеснение нефти, характеризующееся соответствующей каждому агенту остаточной нефте-

Рис. 2.46. Пример аппроксимации нефтяной оторочки.

Штриховкой обозначены непроницаемые границы

166

Рис. 2.47. Схема расчета вытеснения нефти:

ABCD - нагнетательная галерея; EFG — эксплуатационная галерея; ВСН и OMN — начальное и текущее положение контакта агента и нефти. В = L - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями; L - начальная координата фронта вытеснения; к - проницаемость пропластка "'

насыщенностью за фронтом вытеснения, где нефть предполагается неподвижной. За фронтом вытеснения вводится фазовая проницаемость для вытесняющего агента в соответствии с остаточной нефтенасыщенностью (рис. 2.48). S' = f - ц (ц - коэффициент вытеснения, зависящий от свойств агента).

При вытеснении с ограниченным смешиванием необходимо учитывать растворение вытесняющего агента в остаточной нефти за фронтом вытеснения:

AM = Ах • S' • 0 • Хр • F, (2.21)

где AM — масса растворенного агента в элементе длины Ах пропластка; F — площадь поперечного сечения пропластка; Хр — коэффициент растворимости; 0 — пористость.

Для оценки изменения остаточной нефтенасыщенности в результате растворения агента в нефти в первом приближении предполагается, что плотность нефти при этом остается постоянной.

S* = S'(l + Xp /рн). (2.22)

Объем вытесняющего агента, растворяющегося в единицу времени при единичной площади поперечного сечения пропластка, в указанных предположениях равен

V; = х -a-S' '0-К /Ра, (2.23)

где х — скорость продвижения фронта вытеснения в данном пропластке.

Поскольку при жестком режиме фильтрации плотности флюидов (рн и р ) принимаются постоянными, с использованием формулы (2.23) несложно

167

Рис. 2.48. Схема расчета движения флюидов в каждом пропластке:

т = 1, 2, ..., М; п = 1, 2, ..., N; рн, р0, рх — давление нагнетания, отбора и на фронте вытеснения соответственно; В - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;

хт п — начальная координата фронта вытеснения; Хт — текущая координата фронта

вытеснения; кт — проницаемость пропластка; /0, f1 — относительные фазовые проницаемости агента; ра, рн — плотности агента и нефти; \ia, \1Ш — вязкости агента и нефти; к — коэффициент растворимости агента в нефти; S* - остаточная нефтенасыщенность с учетом растворения агента

получить соотношения между скоростью продвижения фронта вытеснения (х) и скоростями фильтрации нефти (VJ и вытесняющего агента (VJ:

V - V! = х -0 1 - 5

VH=x-0(1-S').

Или, что то же: V

х =

Ун = А • Val

(2.24) (2.25)

1_S'f1 + ^_M

{ Рн Ра )

где А = (1 -S')/

Для скоростей фильтрации в линейном случае справедливы соотноше-

ния

va = —
^а
——— + ра -g-sin
X
Ф

^н = —
&^ + pH-g-sincp
г

(2.26)

(2.27)

где ф — угол наклона пласта.

н

168

Исключая неизвестное давление рх из (2.26), получаем основное уравнение движения:

Г 1

va

ка
Рн
-Ро +Рн ' В- д-Бтц) + [ра -pH)-g-sincp-x

И^а

х +-------^\В - х\

(2.28)

Средняя фазовая проницаемость агента в зонах вытеснения газа или воды (0-х°) и нефти (х° - х) вычисляется по формуле

К

к

А | (1-А)

(2.29)

i

где А = х°/х.

Численным интегрированием системы уравнений, задаваемой соотношением (2.24), (2.25), (2.29), определяем скорости фильтрации флюидов и скорости продвижения фронта вытеснения в каждом пропластке.

Коэффициент охвата fi{ определяется как доля первоначально нефте-насыщенной части объема фрагмента, охваченной процессом вытеснения.

Расход вытесняющего агента (Ора) и добыча флюидов (Qa и QH) в единицу времени определяются суммированием по всем трубкам тока:

Qpa=fvP22Vam,n/(M-N);

т,п

Sfn m'n

m, n

где F3 — эффективная площадь поперечного сечения дренируемого участка пласта; отп = 1 — А^ пропластков, в которых фронт вытеснения достиг эксплуатационной галереи; отп = 0 — ДЛЯ остальных пропластков; (32 - площадной коэффициент охвата.

Рис. 2.49. Зависимость коэффициента охвата В от вариации проницаемости и соотношения вязкостен ц

169

Необходимый для проведения расчетов при вытеснении нефти с ограниченной растворимостью коэффициент растворения либо определяется в предварительных физических экспериментах, либо рассчитывается по методике [28] с использованием констант равновесия.

При отсутствии геолого-промысловой информации, необходимой для проведения данного расчета, более грубая оценка коэффициента охвата по разрезу (f1) может быть проведена по методу Дикстра и Парсонса. По значению вариации проницаемости и соотношению вязкостей коэффициент охвата по разрезу определяется по графику, приведенному на рис. 2.49.

2.4.3

Пример расчета параметров разработки нефтяной оторочки газоконденсатной залежи

Для примера рассмотрим сводовую пластовую газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой. Принципиальная схема и схематический профиль залежи приведены на рис. 2.50. Глубина залегания продуктивных отложений 1300-1800 м.

Характерные особенности залежи следующие:

низкая проницаемость пласта-коллектора;

низкая пластовая температура;

сравнительно малая вязкость нефти в пластовых условиях;

значительная по объему газовая шапка;

сравнительно большие углы падения пласта;

сравнительно малая молекулярная масса пластовой нефти (= 100 г/моль).

В зоне нефтяной оторочки выбран опытный участок, характеризующийся близкими к средним геолого-промысловыми характеристиками, приведенными в табл. 2.11.

По данным исследования кернового материала, неоднородность неф-тенасыщенной зоны пласта характеризуется следующим вероятностным законом распределения проницаемости:

Таблица 2.11

Геолого-промысловые характеристики опытного участка

Параметр
Размерность
Значение

Средняя глубина залегания
м
1725

Общая толщина
м
20

Эффективная нефтенасыщенная толщина
м
8,3

Средняя проницаемость

13

Пластовая температура
°С
33

Пластовое давление
МПа
20,3

Давление насыщения
МПа
18,5

Вязкость нефти в пластовых условиях
мПа • с
1,7

Средняя пористость
%
12

Запасы нефти опытного участка
тыс. т
2280

Запасы газа газовой шапки
млрд. м3
150

Газонасыщенность нефти
м3/м3
135

Плотность нефти в пластовых условиях
кг/м3
740

Абсолютная отметка ГНК
м
1690

Абсолютная отметка ВНК
м
1760

170

Рис. 2.50. Схематический профиль сводовой пластовой газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой:

а — схема контуров залежи; б — разрез залежи с нефтяной оторочкой

Рис. 2.51. Схема опытного участка (см. рис. 2.50).

Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — эксплуатационные; контур ВНК: 3 — внешний, 4 - внутренний; контур ГНК: 5 -внешний, 6 - внутренний

f(k) = a |—| —-е

[кср КР

кСр

(2.30)

где а = 24Д Ь = 2,5, с = 3,5, кср = 13,26 • 1(Г15 м2.

На рис. 2.51 представлена схема выбранного опытного участка. В соответствии с этой схемой произведена аппроксимация опытного участка в виде полосообразной залежи с размерами (в м) и положениями внешнего и внутреннего контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, указанными на рис. 2.52.

171

к

Рис. 2.52. Аппроксимация опытного участка:

I, II, III, IV – номера расчетных фрагментов; 1, 2, 3, 4, 5 – галереи, аппроксимирующие ряды скважин; скважины: A — нагнетательные, C — эксплуатационные; штриховкой показаны непроницаемые границы

Аппроксимированная залежь (опытный участок) разбивается на фрагменты прямолинейными галереями. При этом для предотвращения продвижения газа, газовой шапки и воды в нефтяную зону нагнетательные галереи размещены на внешнем контуре ВНК и внутреннем контуре ГНК, а также в центральной части чисто нефтяной зоны, между нагнетательными галереями размещены эксплуатационные. Таким образом, опытный участок разбит на четыре фрагмента (см. рис. 2.52). Запасы нефти I, II, III и IV расчетных фрагментов составили 0,223; 0,259; 0,259 и 0,259 от запасов опытного участка (которые приняты равными 2280 тыс. т).

При выборе растворителя исходим из ассортимента продуктов газохимического комплекса, действующего на базе основной газоконденсатной залежи рассматриваемого гипотетического месторождения, а именно:

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

“обогащенный” газ;

этан;

диоксид углерода (С02).

Компонентный состав (молярная доля) широкой фракции легких углеводородов следующий:

Метан 1,5 % Бутаны 26,5 %

Этан 2,1 % Пентаны 9,8 %

Пропан 58,6 % Гексан 1,5 %

Итого: 100 %

В пластовых условиях (tnA = 33 °С и pпл = 20 МПа) данная углеводородная смесь (ШФЛУ) представляет собой жидкость, практически неогра-

172

ниченно смешивающуюся с нефтью, чем достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения, принятый равным 0,96.

Плотность ШФЛУ в пластовых условиях определена опытным путем и равна 510 кг/м3.

Если нет возможности определить плотность растворителя опытным путем, можно воспользоваться методикой работы [27].

Вязкость ШФЛУ в пластовых условиях определяется либо опытным путем, либо рассчитывается по составу с использованием методики [27]. В нашем случае вязкость ШФЛУ определена в 0,233 мПа • с.

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из природного газа и широкой фракции легких углеводородов. Компонентный состав обогащенного газа для условий залежи рассчитывался через критические параметры исходных смесей с использованием методики [27]. Количественная оценка фазовых превращений системы “обогащенный газ —нефть" при условиях, близких к смешивающему вытеснению, производилась по методике [28].

В табл. 2.12 представлены компонентные составы обогащенного газа и исходных углеводородных смесей.

Константы равновесия для рассматриваемой системы выбирались из атласа NGAA при доле нефти в системе равной 20 % и рсх = 70 МПа. Нефть моделировалась гексадексаном.

Расчет равновесного разделения смеси на газовую и жидкую фазы в пластовых условиях производили по уравнениям концентрации методом последовательных приближений.

Плотность, вязкость и молекулярную массу газа и жидкости, которые приведены в табл. 2.13, определяли по методике работы [27].

Коэффициент растворимости закачиваемого обогащенного газа в нефти рассчитывался по формуле

Кр = i-----------------------, (2.31)

у п™ ' Mi _ VSh

i Pi

где лЖ! - количество молей /-го компонента в жидкой фазе объема за

Таблица 2.12

Компонентный состав обогащенного газа и исходных углеводородных смесей, %

Моле-

Углеводородная смесь
c1
С2
С3
С4
С5
С6
с5+
со2
H2S
N2
кулярная масса смеси, г/моль

Природный газ Широкая фракция
92,0 1,5
5,0 2,1
2,0 58,6
1,0 26,5
9,8
1,5
11,3



17,7 51,0

легких углеводородов (ШФЛУ) Обогащенный газ Контактирующая с обогащенным
61,2 33,8
4,0 5,4
21,2 3,4
9,7 2,0
3,3 0,8
0,5 0,2
3,8 48,20
2,9
3,1
1,2
29,0 100

газом пластовая нефть
Равновесная газовая фаза
Равновесная жидкая фаза
71,5 28,27
5,0 5,05
14,7 26,03
6,2 15,85
1,4 5,49
0,1 1,14
1,5 24,05
0,4 0,33
0,4 0,39
0,2 0,03
24,5 60,3

173

Таблица 2.13

Параметры нефти и растворителей, принятые при расчете нефтеотдачи

Параметр
Нефть
Обогащенный газ
Этан
ШФЛУ
со2

Плотность, кг/м3
740
370
420
510
877

Вязкость, мПа- с
1,7
0,043
0,061
0,233
0,087

Коэффициент вы-
—
0,8
0,9
0,96
0,99

теснения

Относительная фа-
—
0,6
0,9
0,9
1

зовая проницае-

мость за фронтом

вытеснения нефти,

доли ед.

Коэффициент рас-
—
0,35
—
—
—

творимости, т/м3

фронтом вытеснения растворителя; М{ — молекулярная масса /-го компонента.

Плотность обогащенного газа в пластовых условиях определена по его составу и равна 370 кг/м3; вязкость — 0,043 мПа • с.

Коэффициент вытеснения нефти обогащенным газом принят равным 0,8, что согласуется с экспериментальными данными.

Этан в пластовых условиях представляет собой жидкость плотностью 420 кг/м3 и вязкостью 0,061 мПа • с, практически неограниченно смешивающуюся с нефтью, что позволяет принять достаточно высокий коэффициент вытеснения, равный 0,9.

Диоксид углерода С02 в пластовых условиях — жидкость плотностью 877 кг/м3, вязкостью 0,087 мПа • с, неограниченно смешивается с нефтью и обеспечивает практически 100 %-ное вытеснение нефти.

Исходные данные — параметры вытеснения и свойства растворителей, описанные выше, сведены в табл. 2.13.

С использованием исходных данных, приведенных в табл. 2.12, 2.13 и на рис. 2.2, по методике, изложенной в предыдущем разделе, произведен расчет коэффициентов охвата, дебитов нефти и растворителя. При этом задавался перепад давления между нагнетательной и эксплуатационной галереями.

Площадной коэффициент охвата принят равным 0,8 для всех рассмотренных растворителей.

Полученные расчетные значения нефтеотдачи, достигаемые при закачке в пласт различных агентов, приведены в табл. 2.14.

Значение конечной нефтеотдачи на естественном режиме разработки оценивается в 10 — 20 %, а при поддержании пластового давления закачкой воды - в 25-30 %.

Таблица 2.14

Расчетные значения нефтеотдачи, %

Растворитель
Допрорывная
При газовом факторе 1500 м3/т
При газовом факторе 4500 м3/т

ШФЛУ Обогащенный газ
со2
Этан
22 17 20 18
50 27 27 26
60 38 42 38

174

Таким образом, приведенные в таблице оценочные величины нефтеотдачи при вытеснении нефти растворителями позволяют надеяться на получение эффекта в повышении нефтеотдачи нефтяной оторочки гипотетической залежи.

Полученные результаты позволяют также рекомендовать проведение опытно-промышленных работ по закачке в пласт таких растворителей, как ШФЛУ, С02 и “обогащенный” газ, с целью повышения нефтеотдачи.

2.4.4

Технологическая схема закачки в пласт

и регенерации углеводородного растворителя

Извлечение жидких углеводородов (нефти, конденсата) из залежи с помощью закачки растворителей как технологический процесс складывается из следующих этапов:

1. Добыча природного газа из залежи.

2. Выделение растворителя из добываемого газа в нужном соотношении компонентов.

3. Подготовка растворителя к транспорту.

4. Транспорт и закачка растворителя в нагнетательные скважины.

5. Прокачка через пласт необходимого количества растворителя до прорыва его вместе с растворенными в нем конденсатом и (или) нефтью к эксплуатационным скважинам.

6. Добыча конденсата и (или) нефти, а также растворителя из скважин, к которым подошел “вал" конденсата (нефти).

В случае необходимости повторной закачки растворителя, извлеченного из скважин, сюда же добавится процесс извлечения компонентов растворителя с последующей подготовкой, транспортировкой и закачкой в пласт.

За исключением первого из перечисленных этапов, все остальные являются специфичными, присущими только процессу разработки газокон-денсатной залежи с помощью закачки растворителей.

Основные требования к технологическому оборудованию сводятся к удовлетворению расчетных рабочих значений следующих параметров:

производительность установки (по этан-пропановой фракции);

степень извлечения компонентов растворителя из продукции;

давление и температура продукта на выходе из установки;

давление продукта в однофазном жидком состоянии на всасывающих узлах перекачивающего оборудования;

избыточной подпор или кавитационный запас для эффективной эксплуатации перекачивающего оборудования;

производительность и напор, создаваемые одним агрегатом (насосом).

Необходимым качеством оборудования является также надежность и простота эксплуатации в широком диапазоне температуры окружающей среды, низкая стоимость оборудования и т.д.

С учетом перечисленных выше требований для осуществления опытно-промышленного процесса предлагается вариант технологической схемы

175

закачки сжиженных углеводородов (этан-пропановой фракции) в пласт (рис. 2.53).

В схеме использованы технологические и технические решения, не требующие для своего осуществления больших капитальных и эксплуата-ционных затрат.

Для решения задачи выделения этана и этан-пропановой фракции из поступающего на переработку газа может быть использована установка по подготовке газа к транспорту, предложенная лабораторией промысловой обработки газа ВНИИГАЗа [49].

Газ, прошедший первичную сепарацию на сборном пункте, смешива-ется с циркулирующим конденсатом, охлаждается в теплообменниках 1 и 6 холодом отсепарированного газа, затем в испарителе 2 пропаном и разделяется в сепараторе 3 на газовую и жидкую части. Выделенный газ нагрева-ется в теплообменнике 1 и после дожатия компрессорами направляется в магистральный газопровод. Холодная жидкость подогревается на насадке сепаратора путем контактного барботажного теплообмена с теплым газом, специально подаваемым в нижнюю часть сепаратора 3. Во избежание замерзания теплообменников 1 и 2 предусмотрена подача метанола.

Состав промежуточных компонентов регулируется степенью обогрева кипятильника 7 и степенью отбора бокового продукта.

Основные параметры технологического процесса выделения промежу-точных компонентов приведены в табл. 2.15.

Насыщенный промежуточными компонентами конденсат подается в отпарную колонну 4, где под высоким давлением в присутствии водяного

Рис. 2.53. Технологическая схема закачки в пласт и регенерации растворителя

176

Таблица 2.15

Основные параметры процесса выделения промежуточных компонентов

Параметр
Размерность
Значение

Давление процесса НТА номинальное
МПа
5,7

Температура испарения хладоагента (для обеспечения
"С
минус 35

точки росы по газу в зимнее время минус 35)

Температура в низкотемпературном сепараторе:

верх
"С
минус 28

низ
°С
30

Кратность циркуляции абсорбента
литр/нм3
0,4

Степень извлечения фракции промежуточных компо-
доли ед.
0,5

нентов от потенциала

Доля теплового потока газа, подаваемого в низ сепара-
доли ед.
0,3

тора

Часовое количество абсорбента, подаваемого на один
м7ч
80

блок НТА

Производительность установки по продукту
тн/ч
50

Тепловая нагрузка на печь деэтанизатора
млн. ккал/ч
10

Потребность в пропановом холоде на все три блока
млн. ккал/ч
10

НТА

пара происходит выделение легких фракций заданного состава в качестве бокового погона.

Смесь промежуточных компонентов (С2, С2-С3) отбирается в газообразном виде, сжимается в воздушных холодильниках 5 и подается в ресивер 8 (емкость для отбора продукта) при давлении р = 4,0 МПа.

Из ресивера, который одновременно является подпорной емкостью, сжиженные углеводороды центробежными насосами 9 перекачиваются в систему трубопровод-холодильник-вторая подпорная (промежуточная) емкость 8. Вторая подпорная емкость размещается у скважин, предназначенных под закачку растворителя.

На начальной стадии закачки растворителя, когда давление на устье нагнетательных скважин будет равняться примерно 10 — 20 МПа, процесс поддерживают с помощью плунжерных насосов 10, нормальную работу которых обеспечит вторая подпорная емкость.

Для снижения пульсации и погрешности при измерении расхода растворителя в транспортной линии при работе насосов предусмотрен компенсатор И (фильтр).

По мере разработки залежи пластовое давление будет падать и соответственно будет уменьшаться давление на устье скважин, предназначенных для закачки растворителя. При давлении 3,5 МПа и ниже плунжерные насосы отключаются и закачка ведется центробежными насосами. Для компенсации пульсации давления на устье нагнетательных скважин в схеме предусматривается периодическое включение более производительных центробежных насосов.

Таким образом, при осуществлении процесса предлагается комбинированное использование насосов указанных типов. Заполнение транспортной системы растворителем производится высокопроизводительными центробежными насосами, продавка системы (столба газа в эксплуатационной колонне) и начальная стадия закачки производятся с помощью плунжерных насосов. В дальнейшем возможно подключение центробежных насосов.

В схеме могут быть применены насосы двух типов отечественного

177

Таблица 2.16

Основные технические показатели рекомендуемых насосов

Насос

ХТр-4/200 ХТр-4/320 XT-12/100 5НС6Х8 5НС5Х8

Тип насоса

Подача, м7ч

Плунжерный
2-4
22

“
2-4
32

“
6-12
10

Центробежный
112
-

70
—

Давление НапоР' тгнета- м/столба ния, МПа жидкое-ти

740 680

Число ступеней

производства: плунжерные типа ХТр и центробежные типа НС, основные технические показатели которых представлены в табл. 2.16.

Поддержание однофазного жидкого состояния растворителя с целью предотвращения прорыва пузырьков газа на всасывающий узел насоса должно достигаться регулированием температуры продукта воздушным холодильником и давления в подпорных емкостях, а также теплоизоляцией подпорных емкостей и линии всасывания шлаковатой от окружающей среды (особенно в летнее время).

Скорость закачки растворителя, температура и давление в транспортной системе автоматически контролируются и регулируются блоком КИП.

Предполагаемая технологическая схема может быть применена при осуществлении опытно-промышленного эксперимента с закачкой растворителей на газоконденсатных месторождениях с достаточным содержанием этана и пропана в пластовом газе (не менее 5 % (молярная доля) в расчете на состав продукции в целом).

2.4.5

Расчетный период сопоставимости вариантов

Объективная экономическая оценка способов разработки, преимущества которых проявляются на разных стадиях разработки, требует расчета экономических показателей за полный срок отработки запасов. Окончание разработки и, следовательно, общую ее продолжительность по сравниваемым вариантам необходимо определять по экономическому пределу эксплуатации месторождения. Последний наступает в тот момент времени, когда текущие издержки на добычу становятся равными замыкающим затратам на полезное ископаемое.

Особенности сравниваемых вариантов предопределяют существенные и резкие различия в общей продолжительности разработки. Поскольку варианты характеризуются ярко выраженной разновременностью получения продукции и осуществления затрат, то при их экономическом сопоставлении показатели объемов добычи и затрат следует обязательно приводить к одному году (дисконтировать). Особенно это важно при оценке вариантов, предполагающих консервацию полезного ископаемого.

Расчет капиталовложений и эксплуатационных расходов по вариантам производится традиционным способом, предполагающим обязательный

2

178

учет затрат по всем промысловым объектам и допускающим использование укрупненных нормативов. Особенностью расчета затрат является лишь учет закачиваемого растворителя. Поставки растворителей для закачки в пласт предлагается учитывать в эксплуатационных расходах по действующим ценам предприятия. Такая оценка, по нашему мнению, вполне достаточна, поскольку закачка растворителя представляет собой лишь консервацию сырья и не связана с безвозвратными его потерями. Она показывает, насколько увеличатся затраты на добычу при консервации определенного количества ресурсов.

Предъявляемое к экономическим расчетам требование обязательного отражения в экономических показателях всех особенностей (преимуществ и недостатков) сравниваемых способов разработки вызывает необходимость принятия определенных условий их сопоставимости. Предлагаемое нами условие сопоставимости заключается в том, что максимальная годовая добыча продукта (годовой отбор) по каждому способу разработки устанавливается единым процентом от извлекаемых, а не геологических запасов. Все остальные показатели, в том числе и общая продолжительность разработки, являются производными от принятого уровня годовой добычи. При таком сопоставлении находит свое отражение основная цель увеличения конечной отдачи пластов — возможность увеличения годовой добычи продукта. В противном случае это преимущество будет проявляться на поздней стадии разработки, что при учете фактора времени оказывает небольшое влияние на значение результирующего критериального показателя.

2Ji___________________________

Повышение отбора углеводородов

на завершающей стадии эксплуатации

газоконденсатного месторождения

с помощью закачки неравновесного газа

2.5.1

Исследование фильтрации многокомпонентных углеводородных систем при вытеснении пластового газа сухим

Конечный этап завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения при давлениях ниже давления рмк максимальной конденсации пластовой смеси характеризуется резким ухудшением энергетических возможностей пласта. Особенности месторождения, находящегося на этой стадии разработки, как объекта добычи газообразных и жидких углеводородов подробно изучены М.Т. Абасовым, К.С. Бас-ниевым, С.Н. Бузиновым, Ю.В. Зайцевым, Г.А. Зотовым, Г.В. Рассохиным, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисовым, О.Ф. Худяковым, П.Т. Шмыглей и другими исследователями.

179

Для повышения эффективности разработки месторождения в этих условиях необходимо внедрять методы воздействия, которые учитывают конкретные геолого-промысловые особенности истощенного пласта. Обоснованию методов повышения углеводородоотдачи нефтегазоконденсатных пластов на завершающей стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей стадии разработки посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузи-нова, А.И. Гриценко, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, P.M. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, Дж. Аронофски, У. Блекли и других исследователей.

Методы воздействия на пласт, вне зависимости от этапа разработки месторождения, можно подразделить на две большие группы:

методы локального воздействия, включающие методы интенсификации притока пластовых углеводородов к скважине, методы очистки призабой-ной зоны, методы изоляции притока пластовых вод и т.п.;

методы площадного воздействия, основанные на нагнетании в пласт различного рода внешних газообразных и жидких агентов.

К методам первой группы относятся создание на забое добывающей скважины предельно низких давлений, вплоть до вакуума, различной мощности взрывы, методы теплового воздействия на забой скважины и т.п. К методам второй группы можно отнести нагнетание воды и газа, в том числе при доразработке остаточных запасов жидких углеводородов пласта после перевода месторождения в режим ПХГ.

Несмотря на значительное количество предложенных и реализуемых методов воздействия на газоконденсатный пласт, подавляющее большинство из них предназначено для использования в условиях, когда пласт еще обладает существенными энергетическими возможностями.

Автором теоретически и экспериментально обоснованы методы локального и площадного воздействия на пласт, объектом внедрения для которых являются газоконденсатные месторождения на конечном этапе завершающей стадии разработки, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) р < рмк. Далее описывается метод нагнетания недонасыщенного газа, обеспечивающий повышение компонентоотдачи пласта в условиях АНПД.

В нефте- и газопромысловой практике широко применяются методы повышения углеводородоотдачи пласта, основанные на вытеснении пластового флюида газообразными и жидкими агентами. Обоснованию этих методов посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, АИ. Гриценко, Т.П. Жузе, С.Н. Закирова, P.M. Кондрата, И.А Леонтьева, А.Х. Мирзад-жанзаде, В.Н. Николаевского, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, П. Мозеса и других исследователей. Истощенный до уровня давлений рмк газоконденсатный пласт как объект разработки углеводородов обладает такими особенностями, как низкое пластовое давление и двухфазное состояние углеводородной смеси с низкой насыщенностью жидкой фазой ниже уровня гидродинамической подвижности при небольшом содержании жидких углеводородов в газовой фазе, а эксплуатационные скважины такого пласта при значительной их глубине имеют крайне малые забойные давления. Вследствие этого применение конденсированных агентов (жидкостей), обладающих большой массовой плотностью, для вытеснения остаточных углеводородов на истощенных газоконденсатных месторождениях возможно только одновременно с внедрением способа эксплуатации скважин, обеспечивающего их нормальную работу при высоком содержании жидкости в продукции пласта. В то же время применение газо-

180

образного агента с той лее целью должно быть направлено не просто на вытеснение газовой фазы, а на вовлечение в процесс фильтрации и извлечение из пласта части жидкой углеводородной фазы. В этом случае очевидны преимущества газообразного агента. В качестве нагнетаемого агента можно использовать такие доступные в промысловых условиях газы, как метан (газ сепарации конденсата), азот, двуокись углерода, сероводород. Если сопоставить чистые газы по константам фазового равновесия в рассматриваемых термобарических условиях, то предпочтение следует отдать метану. В табл. 2.17 приведены значения констант фазового равновесия газов в диапазоне давлений схождения систем от 14 до 70 МПа. Наиболее подходящими для испарения в них конденсата являются такие газы, как метан и двуокись углерода. Азот (рис. 2.54) имеет неприемлемо высокие (слабое испарение жидкости), а сероводород неприемлемо низкие (сильная растворимость газа в жидкости) значения констант фазового равновесия.

Поскольку использование двуокиси углерода в качестве нагнетаемого в пласт агента сопряжено с необходимостью осуществления дорогостоящих мероприятий по защите оборудования от коррозии, то в общем случае более предпочтительно, очевидно, воздействие с использованием метана.

Таблица 2.17

Константы фазового равновесия газов в условиях истощенного газоконденсатного пласта

Давление, МПа
Температура, °С
13,7
Давление схождения, МПа

20,6
27,5
34,3 [ 68,8

Азот



3,4
37,8
25
26,9
-
24
27

4,1
37,8
18
—
16
22
—

4,8
37,8
—
—
—
18

5,5
37,8
-
17,8
-
15
17,5

5,5
60
15
16,3
13,2
19
18,8

Метан



3,4
37,8
5,4
6
-
5,6
6,9

4,1
37,8
-
-
4,8
5,4
-

4,8
37,8
4
—
—
4,5
—

5,5
37,8
-
4
-
4,2
5,0

5,5
60
3,7
4,4
4,5
4,4
5,5

Двуокись углероде



3,4
37,8
-
-
3,4
-
-

4,1
37,8
—
—
2,8
—
—

4,8
37,8
-
-
2,4
-
-

5,5
37,8
—
—
2,2
—
—

5,5
60
-
-
2,7
-
-

Сероводород



3,4
37,8
-
-
1,1
-
-

4,1
37,8
-
-
0,95
-
-

4,8
37,8
—
—
0,84
—
—

5,5
37,8
-
-
0,82
-
-

5,5
60
—
—
1,1
—
—

181

Рис. 2.54. Зависимость констант фазового равновесия метана (1) и азота (2) от давления для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа при температуре 62 °С

Рис. 2.55. Отношение K констант фазового равновесия алканов при 62 и 20 °С в пласте с давлениями 5 и 25 МПа как функция молярной массы М для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа

Использование сухого углеводородного газа, например перекачиваемого по магистральному газопроводу “ Сияние Севера" тюменского газа, имевшего следующий состав на апрель 1988 г.:

С5 С6 Сумма

Азот

Компоненты..........

Содержание (доли), %

мольные.............. 3,483 86,813 6,409 2,208 0,298

массовые............ 5,256 75,057 10,483 5,431 0,967

ЛБУ-С М-С

0,527 1,721

0,261 1,085

100 100,

в качестве нагнетаемого агента с целью испарения в него пластовых жидких углеводородов и последующего извлечения из пласта, очевидно, могло дать несколько худшие результаты, нежели чистый метан. Однако по совокупности преимуществ (невысокая стоимость, отсутствие необходимости организации производства по выделению чистого метана) этому газу во многих случаях можно отдать предпочтение. Следует отметить, что при типичных температурах газоконденсатных пластов, порядка 60—100 °С, испаряемость фракции С2+ в газовую фазу будет существенно значительней, чем при стандартной температуре 20 °С (рис. 2.55). Особенности процесса нормального испарения жидкой углеводородной фазы в условиях истощенного газоконденсатного пласта, в частности такая сторона процесса, как селективность при вытеснении равновесной пластовой газовой фазы нагнетаемым газообразным агентом, требовали экспериментального и аналитического исследования. Представляло научный и практический интерес установление зависимости между объемами закачанного агента и интенсивностью испарения конденсата и образующих его компонентов, определяющей компонентоотдачу пласта при воздействии на него.

2.5.2

Исследование компонентоотдачи пласта

При исследовании процесса вытеснения равновесной пластовой газовой фазы сухим газом в качестве модели газоконденсатной смеси использовали многокомпонентную смесь алкановых углеводородов (табл. 2.18), близкую по своим термодинамическим и физико-химическим параметрам к пластовой смеси исходного состава Вуктыльского НГКМ, а также аналогичные смеси, моделирующие газоконденсатные системы других месторождений.

Эксперименты выполняли в сосудах PVT-соотношений и на физических моделях пласта. Максимальный рабочий объем сосуда 600 см3, параметры использовавшихся моделей пласта приведены в табл. 2.19.

Таблица 2.18

Состав модели пластового газа (мольные доли, %) исходного состава и равновесных фаз при истощении системы

Давление, МПа

Компоненты,
35
5,0
3,5

параметры
газовая фаза
жидкая фаза
газовая фаза

c
79,10
83,18
16,23
81,57

С
8,80
9,56
6,45
10,06

с
3,90
4,06
6,85
4,61

изо-СА
0,60
0,48
1,96
0,68

н-С4
1,20
1,10
4,35
1,21

С
1,05
0,63
5,92
0,77

С
1,26
0,50
10,32
0,58

С
1,84
0,40
18,07
0,45

с
1,15
0,07
14,01
0,07

с
0,64
0,0052
8,90
0,0044

с17
0,46
0,0001
6,94
0,0001

у,
100
100
100
100

с5+
6,4
1,6
64,16
1,86

МС5+ , г/моль
115
86,6
-
85,5

КГФ, г/м3
327
58,5
-
67,5

Рнк, МПа
30,3
-
-
-

5", %
0
1
,4
11

'При температуре 62 "С. "Насыщенность системы жидкой фазы (выпавшим конденсатом).

Таблица 2.19

Параметры основных моделей пласта

Параметр
Модель

КД-2
КД-5
КД-20

Длина рабочая, см
Диаметр рабочий, см
Объем пор, см3
Пористость
Проницаемость, Ю-15 м2
Максимальное рабочее давление, МПа
Максимальная рабочая температура,
"С
98,3 4,42 390 0,284
10
45
90
500 2,60 590 0,222 14,0
50
90
2000 2,85 3400 0,260 30,6
50
90

183

2,0

газовая фаза

78,85 10,73 5,49 0,80 1,66 1,03 0,78 0,57 0,08 0,0046 0,0001

100

2,46 85,2 89,4

10,5

Принципиальная схема экспериментальной установки представлена на рис. 2.56. Коммуникация запорной арматуры позволяет, используя принципиальную схему, видоизменять эту схему в зависимости от конкретных задач эксперимента: можно эксплуатировать только какую-либо одну модель пласта из имеющегося набора, заменять основные модели на другие с необходимыми параметрами или же отключать все модели пласта ^^ая проведения эксперимента с использованием сосуда PVT-соотношений. Важнейшим элементом схемы экспериментальной установки является БОТАН, обеспечивающий возможность оперативного контроля состава углеводородной продукции модели пласта или сосуда PVT-соотношений.

В ходе подготовки и проведения эксперимента с газоконденсатной смесью применялись разработанные при участии автора оригинальные элементы методики, повышающие точность исследований, например:

калибровка загрузочного пресса ИП-б с оценкой периода релаксации упругих деталей узла;

поправка на испаряемость индивидуальных углеводородов в соответствии с их молекулярной массой в процессе приготовления фракции С5+ весовым способом;

выполнение загрузки газообразных углеводородов (метана) с буферным давлением (42 МПа), при котором температура газа не оказывает влияния на коэффициент сжимаемости, и т.д.

В исследованиях использовались как газоконденсатные смеси исходного состава — выше давления начала конденсации, так и равновесные газовые и жидкая фазы, состав которых соответствует условиям истощенной до определенной стадии системы. Приготовление смеси и равновесных фаз осуществлялось, как правило, в сосуде PVT-соотношений, причем параметры приготовленных углеводородных смесей контролировали путем определения давления начала конденсации, зависимости коэффициента сжимаемости и содержания жидкой фазы от давления, а также с помощью хро-матографического анализа состава.

Подготовку модели пласта к эксперименту выполняли таким образом, чтобы в зависимости от поставленной задачи, связанной с разработкой основ воздействия на газоконденсатный пласт &ая повышения компонен-

Рис. 2.56. Схема экспериментальной установки:

1 — пюесс ИП-б- 2 — вентиль- 3 — пюобоотбоюник- 4 — баллон с метаном- 5 — манометю образцовый- 6 - сосуд PVT-8-' 7 - модели пласта- 8 - хроматограф (БОТАН)- 9 - счетчик газовый; 10'- сепаратор. ' '

184

тоотдачи, располагать моделью газового или газоконденсатного пласта с заданной насыщенностью жидкой углеводородной фазой при заданных составе газовой фазы и термобарических условиях системы. Специальные исследования, выполненные с методической целью, показали, что для получения практически равновесной системы “пористая среда — газоконден-сатная смесь" необходимо при изотермобарическом замещении буферного газа (азота, метана) прокачать через модель не менее 10-12 объемов пор смеси заданного состава. Это требование соблюдали во всех соответствующих экспериментах.

Для исследования влияния содержания и типа жидкой углеводородной (в том числе сорбированной) фазы на массообменные процессы при вытеснении одного газа другим подготовку модели пористой среды осуществляли по соответствующей предварительно отработанной методике. В качестве натурных прототипов рассматривались при этом зоны и участки неф-тегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых пластов, содержащие различное количество углеводородной жидкости - от 50-60 % (зоны вблизи ГНК) до 10-15 % (купольные зоны), а также сорбированные углеводороды в количестве до нескольких процентов объема пор. Насыщенности порядка 50 % объема пор создавали путем вытеснения из пористой среды равновесной жидкой фазы равновесной газовой фазой или метаном, насыщенности в 10—15 % объема пор — путем истощения газоконденсат-ной системы с ретроградной конденсацией фракции С2+ . Сорбированную фазу формировали вытеснением чистого метана газообразной смесью соответствующего состава с контролем состава системы в пористой среде по балансу количеств поданной и вытесненной смеси, пользуясь данными изменения состава продукции. Для управления исходным объемом сорбированной фазы в каждом конкретном эксперименте пользовались зависимостью между объемом прокачанного сухого газа (метана) и компонентоотда-чей образца пористой среды, выделяя расчетным путем вклад сорбированной фазы. Такого рода методика создания модели газового пласта с заданным количеством сорбированного вещества может успешно использоваться только при укомплектованности экспериментальной установки БОТА-Ном, позволяющим резко повысить точность хроматографического анализа состава многокомпонентных углеводородных смесей.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования [49]. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов, в процессе которого происходит закономерное увеличение зоны смеси;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

диффузия компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузия испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и использованных в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры:

185

w\xL

kp

w\xL

kp

L
_
L

tw
МОД
tw

p

p

Lp
мод
Lp

Jt,

Яр = Р'Р = P*P Iмод I

L2


I

к
мод
к
нат

a
мод

О

p4
к
?4к

ю0
L2
МОД
ш0
L2

(2.32) (2.33) (2.34) (2.35) (2.36)

(2.37) (2.38)

где w — скорость фильтрации; \х — вязкость газа; L — длина; к — проницаемость; р — давление; t — время; р — плотность; р" — объемный коэффициент; о - поверхностное натяжение; D0 - коэффициент молекулярной диффузии.

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик:

|SK(p)|MOA = |SK(p)|HaT; (2.39)

|А,г(?)|мод = |А,г(?)|нат; (2.40)

I Am(Sk, к) | мод = | D0K(SK, к) | нат; (2.41)

|2г(р)|мод = |Zr(p)|HaT; (2.42)

к/^к|моД = ||А/Цк|тт- (2-43)

где SK — насыщенность пористой среды конденсатом; zT — коэффициент сжимаемости газа.

Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения значения параметра я . Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр лр.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строгого соблюдения условий подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить такие значения основных из перечисленных критериев подобия, которые являются типичными для рассматриваемого класса натурных объектов (газоконденсатных пластов). Это требование может быть выполнено, если использовать близкие по свойствам к натурным флюиды и физические модели пласта длиной в несколько десятков метров с возможно меньшей проницаемостью пористой среды. Отдельные “элементарные” процессы возможно исследовать на относительно небольших по длине моделях. Набор физических моделей пласта, которым

л

v

мод

нат

нат

Л

1

JT

а

нат

Л

D

нат

186

располагали экспериментаторы, позволил провести исследования с соблюдением, когда это требовалось, рассмотренных принципов моделирования. Например, удавалось поддерживать значения важнейшего параметра лк « 1016. Это означало, что моделируется участок пласта, например, Вук-тыльского месторождения протяженностью 100 м, т.е. заведомо представительный для объекта.

С целью получения исходных экспериментальных данных &\я разработки методов повышения компонентоотдачи путем прокачки недонасыщенно-го газа осуществили более двух десятков экспериментов, большинство из которых — на физических моделях пласта с различными характеристиками.

Серия предварительных экспериментов была проведена на модели истощенной газоконденсатной залежи без пористой среды - в сосуде PVT-соотношений. Исследовалась зависимость компонентоотдачи от давления истощения и объема прокачанного сухого газа при изобарическом вытеснении пластовой равновесной газовой фазы. В процессе каждого эксперимента производили последовательно изобарический выпуск части равновесной газовой фазы и ввод сухого газа в эквивалентном объеме с последующим тщательным перемешиванием содержимого сосуда PVT-co-отношений и отстоем. В процессе выпуска делали анализы состава отбираемого газа. На рис. 2.57 — 2.63 приведены основные результаты экспериментов этой серии.

Рис. 2.57. Динамика содеожания С, (1), Со (2), Со (3), Сл (4) в оавновесной газовой (Ьазе пои прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления р сосуд PVT-соотношений при i = 62 °С:

1, 2, 3, 4 — р = 5 МПа; Г, 2’, 3’, 4’ — р = 3,5 МПа; 1”, 2”, 3”, 4” — р = 2 МПа

187

Рис. 2.58. Динамика извлечения фракций С2_4 и С5+при прокачке сухого газа (метана) при Т = 62 °С через вуктыльский пласт, истощенный до 5 МПа (а), 3,5 МПа (б) и 2 МПа (,)

Рис. 2.59. Динамика извлечения жидкой (нестабильной) фазы при изобарической прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления р сосуд PVT-соотношений, Т= 62 °С:

1 - р = 5 МПа; 2 - р = 3,5 МПа; 3 - р = 2 МПа; пунктиром обозначено содержание в системе жидкой фазы; сплошными линиями - коэффициент извлечения жидкой фазы за счет испарения

Рис. 2.60. Кривые выхода фракции С2 , в составе газовой фазы при вытеснении сухим газом (метаном) равновесной пластовой газо-вой фазы истощенного до давления v bvk-тыльского пласта (эксперименты на Сосуде PVT-соотношений, Г = 62 °С): 1 — d = 5 МПа- 2 — d = 3 5 МПа1 3 — о = = 2 МПа

Рис. 2.61. График изменения молярной массы фракций С2 Л С5+ к моменту изобарической прокачки 1 и 5 объемов пор сухого газа через модель истощенной газоконденсатной залежи (сосуд PVT-соотношений, Т = 62 °С)

Приведенные графики позволяют получить представление о динамике параметров продукции истощенной газоконденсатной залежи, разрабатываемой на режиме истощения до определенного давления, на которую затем воздействуют путем прокачки недонасыщенного (по отношению к фракции С2+) газа. В области давлений максимальной конденсации пластовой смеси при давлениях примерно 5 — 6 МПа “продукция” сосуда PVT-соотношений содержит минимальное количество фракции С5+, если сопос-

189

Рис. 2.62. Кривые выхода фракции С,+ в составе газовой фазы при прокачке сухого газа через истощенный пласт (сосуд PVT-соотношений, Т = 62 °С):

1 - р = 5 МПа; 2 - р = 3,5 МПа; 3 - р =

2 МПа

Рис. 2.63. График изменения коэффициента извлечения жидкой углеводородной фазы при изобарической прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления 5; 3,5; 2 МПа (сосуд PVT-соотношений, Т= 62 °С). Штриховой линией дан коэффициент К в пересчете на один объем пор при р = 5 МПа

тавить процессы при 5, 3,5 и 2 МПа (см. рис. 2.62). В то же время относительная испаряемость ранее выпавшего конденсата в прокачиваемый газ существенно значительней, чем при меньших давлениях (см. рис. 2.59). По мере уменьшения давления, при котором производится прокачка газа, содержание фракции С,, (пропана, бутанов, CsJ в продукции увеличивается, а метана и этана уменьшается (см. рис. 2.62, 2.57).

Примечательно, что количество промежуточных компонентов, этана, пропана, бутанов, в совокупности не зависит практически от давления и определяется только объемами сухого газа, который прокачан через систему на данный момент времени (см. рис. 2.60). Слабее, чем для С5+, зависит от давления и молекулярная масса извлекаемой фракции промежуточных углеводородов (см. рис. 2.61). Поскольку плотность извлекаемой из сосуда PVT-соотношений газовой смеси пропорциональна давлению, то удельный коэффициент извлечения жидкой фазы на один объем пор прокачанного газа при давлении 5 МПа существенно выше, чем при меньших давлениях (см. рис. 2.63).

Полученные в ходе экспериментов на сосуде PVT-соотношений результаты послужили основой /^ля составления программы соответствующих экспериментальных исследований с использованием физических моделей пласта, содержащих пористую среду. Предусматривалось изучить особенности процесса компонентоотдачи газоконденсатного пласта, истощенного до давлений, соответствующих области максимальной конденсации смеси и нормального испарения жидкой углеводородной фазы, при изобарическом вытеснении равновесной газовой фазы недонасыщенным компонентами С2+ газом С целью изучения влияния количества жидкой углеводородной фазы на выход индивидуальных углеводородов программа исследований включала эксперименты на моделях пласта, различающихся содержанием жидкости. Предусматривалось также исследовать влияние температуры на динамику извлечения компонентов пластовой смеси. Значительное внимание предполагалось уделить определению зависимости длины переходной

190

зоны от пройденного расстояния при вытеснении равновесной газовой фазы сухим газом, что представляет практический интерес в связи с оценкой требуемого объема нагнетаемого в пласт газа и прогнозированием состава добываемой углеводородной смеси.

Подготовка моделей углеводородных смесей осуществлялась в сосуде PVT-соотношений. После загрузки всех индивидуальных компонентов С2+ из пробоотборников (с помощью пресса ИП-6), а метана из контейнера-поджимки в расчетных количествах смесь перемешивали и определяли коэффициент сжимаемости смеси при комнатной температуре и заданной температуре эксперимента. Получаемый график зависимости коэффициента сжимаемости смеси от давления давал возможность производить балансовые расчеты при передавливании смеси в модель пласта и при проведении процессов вытеснения смеси из модели.

На физической модели пласта длиной 1 м был выполнен эксперимент при давлении 5 МПа и температуре 62 °С по моделированию процесса воздействия сухим газом на газоконденсатный пласт, характеризующийся высокой насыщенностью пористой среды жидкой углеводородной фазой (около 50 % объема пор). Проницаемость пористой среды модели равнялась 1,4-10-14 м2, пористость — 0,222; подобные условия типичны для частично истощенного газоконденсатного пласта и области максимальной конденсации пластовой смеси.

Результаты этого эксперимента были использованы для отработки элементов методики исследований на моделях пласта длиной 5 и 20 м.

Методикой экспериментов на моделях пласта длиной 5 м предусматривалось на первом этапе создание истощенного до 5 МПа газоконденсатного “пласта” с заданной насыщенностью жидкой углеводородной фазой, которая составляла в отдельных экспериментах от 1,9 до 48 % объема пор.

Высокая (48 %) исходная насыщенность жидкой фазой достигалась путем вытеснения равновесной “пластовой” жидкой углеводородной фазы равновесной “пластовой" газовой фазой при давлении порядка 5 МПа. “Среднюю” (12,5 % объема пор) насыщенность создавали, моделируя процесс дифференциальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси исходного (до начала разработки) состава. Для оценки насыщенности пористой среды жидкой фазой при конечном давлении процесса конденсации (5 МПа) производили параллельный опыт на сосуде PVT-соотношений, а затем вводили поправку на сорбцию углеводородов пористой средой по результатам ранее выполненных специальных исследований. Так, при температуре 62 °С исследовавшаяся газоконденсатная смесь характеризовалась при давлении 5 МПа насыщенностью жидкой фазой в сосуде PVT-соотношений в 11,5 % объема системы, а в модели пласта в - 12,5 % объема пор.

Низкие исходные насыщенности (1,9-2 % объема пор) пористой среды жидкой фазой при давлении 5 МПа создавали за счет сорбции углеводородов породой при прокачке “равновесной” газовой фазы исходного состава через модель пласта. Величину насыщенности пористой среды жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) в этом случае оценивали по данным покомпонентного расчета материального баланса распределения углеводородного вещества между равновесной газовой фазой - “продукцией” модели пласта и сорбированной в модели пласта частью смеси.

Модель пласта, подготовленная к основному эксперименту таким образом, представляла собой истощенную газоконденсатную систему, харак-

191

теризовавшуюся заданным содержанием ЖУФ (1,9; 2,0; 12г5; 48 % объема пор), давлением 5 МПа и температурой либо 20, либо 62 °С.

Основной этап эксперимента состоял в моделировании процесса вытеснения пластовой углеводородной смеси при заданном давлении (5 МПа) и температуре (20 или 62 °С) нагнетаемым агентом. В качестве нагнетаемого агента использовали сухой углеводородный газ - метан. Использование чистого по компонентному составу метана обеспечило в процессе эксперимента надежность хроматографического контроля динамики извлечения углеводородов, содержавшихся в модели пласта до начала воздействия.

Некоторые результаты изучения углеводородоотдачи модели пласта в процессе воздействия путем изобарической прокачки сухого газа представлены на рис. 2.64, 2.65. На этих рисунках сгруппированы графики изменения некоторых параметров продукции на стадии истощения модели пласта (I) и на стадии прокачки газа (II). Естественно, что на стадии истощения средний конденсатогазовый фактор (КГФ) и молекулярные массы продукции в целом и фракции С5+ в том числе существенно выше, нежели на последующей стадии прокачки газа. Однако большой интерес представляют результаты, характеризующие динамику извлечения этана, бутанов, фракции С2_4 и С5+ (см. рис. 2.64). Чем выше молекулярная масса извлекаемого компонента, тем большее количество газа требуется прокачать через модель пласта, чтобы прекратился процесс извлечения этого компонента. Так, содержание этана снижается до 0,1 % после прокачки 1,6 объема пор газа, а для нормального бутана — только после прокачки 2,5 объемов пор. В то же время содержание стабильной части углеводородной продукции -фракции С5+ — мало изменяется в течение длительного этапа процесса прокачки газа; даже после прокачки 5 поровых объемов нагнетаемого агента конденсатогазовый фактор продукции лишь на 25-30 % ниже значения этого параметра в начале процесса воздействия. Постепенное возрастание молекулярной массы добываемой фракции С5+ в процессе прокачки газа (на 10 % к моменту закачки 5 поровых объемов по сравнению с

Рис. 2.64. ГоасЬик изменения моляоной аоли компонентов в hdoavkhhh пои истошении (I ) и изобарическом вытеснении (II, р = 5 МПа) пластовой углеводородной смеси сухим газом в модели пласта длиной 5 м

192

Рис. 2.65. Динамика истощения (I ) модели пласта длиной 5 м компонентами С5+ и последующего вытеснения (II ) компонентов сухим газом:

коэффициенты извлечения г\' даны в % от начальных, а п"

4^ Ч 1С5+ А /о , 1С5+

= 5 МПа) запасов С5+; Г = 62 °С

% от остаточных (р

началом процесса) свидетельствует о том, что эта фракция за счет испарения в прокачиваемый газ не может быть в принципе полностью извлечена из пласта: наиболее высокомолекулярная часть фракции останется в виде неизвлекаемого остатка даже после бесконечно большого количества прокачанного через пласт газа. Оценка конденсатоотдачи (для фракции С5+) показала, что к концу разработки модели пласта на режиме истощения (при давлении забрасывания 5 МПа) коэффициент извлечения составил 24 % от начальных запасов фракции С5+ . При прокачке сухого газа коэффициент извлечения С5+ практически линейно зависит от объема прокачанного газа:

Пг = 3,32V; 0 < V < 4,

(2.44)

где V — объем прокачанного сухого газа в объемах пор; т\с — коэффициент извлечения фракции С5+, в % от начальных запасов этой фракции; при V > 4 зависимость несколько изменяется и г|с < 3,32V

Для оценки влияния содержания ^КУФ в пористой среде на параметры углеводородоотдачи пласта при изобарической прокачке сухого газа была выполнена серия экспериментов на модели пласта длиной 5 м с исходной насыщенностью пористой среды жидкой фазой, существенно меньшей, (порядка 2 % объема пор), чем равновесная насыщенность исследовавшейся газоконденсатной смеси выпавшим конденсатом (12,5 % объема пор). Методика создания такой насыщенности описана выше.

На рис. 2.66 представлены результаты двух соответствующих экспериментов по вытеснению равновесной газовой фазы модели пласта сухим газом (метаном) при температурах 20 и 62 °С. Сравнение рис. 2.66 с рис. 2.64, 2.65 свидетельствует о существенном различии значений всех параметров продукции в случаях вытеснения пластовой смеси сухим газом из

193

Рис. 2.66. Зависимость параметров продукции модели пласта длиной 5 м от объема прокачанного сухого газа при давлении 5 МПа:

жуф

1 - Т = 20 °СГ

объема пор; 2 -

5^уф = 1,9 % объема пор

= 2 % 62 °СГ

о

Рис. 2.67. Графики изменения содержания С С9, С„ С. в равновесной газовой фазе (a) a также некоторых параметров продукции модели пласта (б) при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления ю = 5 МПа вуктыльского пласта: Т = 62 °С исходная насыщенность ЖУФ равна 48 % объема пор

Рис. 2.68. Сравнительная динамика извлечения фракции С5+ при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления 5 МПа вук-тыльского пласта, Г = 62 °С:

I - молярная масса МСз+, г/моль;

II — относительное содержание фракции С5+ в продукции модели пласта; исходное содержание ЖУФГ % от объема пор: 1 - 48; 2 - 12,5; 3 - 1,9

Рис. 2.69. Графики изменения конденсатогазового фактора (КГФ) и молярной массы (м<:5+)

фракции С5+ продукции модели пласта длиной 5 м при изобарическом вытеснении сухим газом (метаном).

Давление р = 5 МПаг 1, 4 ма пор, Т = 62 °С; 3, 6

^жуф = 2 % объема пор, Т = 20 °С; 2, 5 - 5^уф =

12,5 % объе-

^жуф

= 48 % объема пор, Т = 62 °С

Рис. 2.70. Графики изменения содержания С1, С2, С3, С4 (а) и параметров продукции модели пласта длиной 5 м (б) при изобарическом (р = 5 МПа, Г = 62 °С) замещении равновесной газовой фазы на метан.

Исходное содержание ЖУФ равно 1,9 % от объема пор

пласта, содержащего 12,5 и 2 % объема пор ЖУФ. В первом случае более высокими сохраняются в процессе допрорывного вытеснения конденсато-газовый фактор (50-60 г/м3 по сравнению с 20-25 г/м3), молярная масса продукции (20 г/моль по сравнению с 19 г/моль) и фракции С5+ (86-87 г/моль по сравнению с 85-86 г/моль). Если конденсатогазовый фактор и молярная масса продукции остаются в первом случае более высокими и после прорыва нагнетаемого сухого газа, то молярная масса фракции С5+ во втором случае начинает резко возрастать после прорыва газа. Это объясняется быстрым истощением остаточных запасов легкой части фракции С5+ во втором случае. Таким образом, в газоконденсатных пластах с невысоким содержанием ЖУФ (порядка единиц процентов объема пор) про-

196

Рис. 2.71. ГоасЬики изменения содеожания С, С^, Со, С, fa) и паоаметоов пооаукнии модели пласта длиной 5 м (б) при изобарическом (р = 5 МПа Г = 62 °С) замещении метана на равновесную газовую фазу

Исходное содержание ЖУФ равно 1,9 % от объема пор

Рис. 2.72. Динамика относительного содержания С1Г С2, С3 в равновесной газовой фазе при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления р = 5 МПа вуктыльского пласта, Г = 62 °С:

I — модель пласта; II – сосуд PVT-соотношений; 1 - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 — бутаны; исходная насыщенность ЖУФ равна 48 % (сплошные линии), 12,5 % (штрих), 1,9 % (пунктир) объема пор

качка газа, очевидно, нецелесообразна как метод повышения углеводородо-отдачи пласта. В то же время в пластах типа продуктивного пласта-коллектора Вуктыльского ГКМ с насыщенностью углеводородным конденсатом в 15 — 20 % несомненна физическая целесообразность процесса доизвлечения выпавшего конденсата путем прокачки сухого газа при давлениях порядка 5 МПа.

Исследования показали, что температура оказывает определенное влияние на эффективность доизвлечения остаточных запасов углеводородов (см. рис. 2.66), однако при значительных объемах прокачки газа влияние температуры уменьшается.

Представленные в графической форме зависимости компонентного состава продукции модели пласта от объема закачанного сухого газа (рис. 2.67 — 2.72) дают наглядное представление о процессе углеводородоотдачи пористой среды, содержащей двухфазную смесь. Особый интерес представляет процесс образования зоны интенсивной двухфазной фильтрации с извлечением значительного количества пластовой жидкой углеводородной фазы при прокачке сухого газа через пласт, содержащий такое количество жидкой углеводородной фазы, которое близко к критической насыщенности (см. рис. 2.67, 2.68, 2.69). О вовлечении в фильтрацию пластовой жидкой углеводородной фазы свидетельствует динамика молярной массы фракции С5+ в ходе прокачки сухого газа (см. рис. 2.67-2.72). Максимальные значения молярной массы фракции С5+ достигают 115 г/моль после прокачки 1,5 — 2 объемов пор сухого газа.

Следует иметь в виду, что в условиях натурного пласта требуемые объемы нагнетаемого газа будут существенно меньшими вследствие степенной зависимости длины зоны перемешивания при взаимовытеснении флюидов от пройденного фронтом вытеснения расстояния. Однако из-за значительной неоднородности и трещиноватости натурного пласта-

198

коллектора этот эффект будет в сильной степени ухудшен, так что в конечном счете реальная удельная потребность в нагнетаемом агенте будет близка к величинам, использованным при лабораторном моделировании процесса.

По результатам выполненных исследований молено сделать вывод о том, что при разработке ГКМ в области максимальной конденсанции пластовой смеси в качестве нагнетаемого газообразного агента, провоцирующего смещение равновесия в сторону жидкой фазы и позволяющего обеспечить двухфазную фильтрацию пластовой смеси, может быть использован предельно осушенный природный газ (метан с минимальными примесями компонентов С5+). Зонами типичного газоконденсатного пласта, наиболее подходящими для воздействия с интенсификацией двухфазной фильтрации, являются приконтурные, крыльевые участки пласта вблизи нефтяной оторочки месторождения.

Оценка показывает, что благодаря воздействию сухим газом имеется возможность дополнительно извлекать около 10 % (от начальных запасов) жидких пластовых углеводородов зоны, в которой будет реализован процесс прокачки.

2.5.3

Изучение размеров зоны смеси при вытеснении газа газом

Процесс вытеснения одного газа другим в пористой среде сопровождается образованием зоны смеси этих газов. При реализации на газоконденсат-ном месторождении технологии воздействия на пласт путем нагнетания газа, отличающегося по составу от равновесной в пластовых условиях газовой фазы, необходима предварительная оценка длины зоны смеси, а также получение аналитической зависимости длины зоны смеси от пройденного фронтом расстояния. Такого рода информация позволит рассчитать ожидаемые технико-экономические показатели при реализации технологии и определить эффективность процесса вытеснения пластовой газовой фазы нагнетаемым агентом.

Результаты экспериментального изучения закономерностей образования зоны смеси при взаимовытеснении смешивающихся флюидов, в частности, при вытеснении газа газом в пористой среде, также представляют теоретический интерес. Этой проблеме посвящены работы С.Н. Бузинова, Ю.П. Желтова, В.Н. Николаевского, М.А. Пешкина, Г.П. Цыбульского, Э. Маерса, К. Марле, Г. Спозито и др. [21, 33], однако из-за сложности механизма переноса вещества в нерегулярных структурах вопрос о теоретическом определении коэффициентов дисперсии примеси до сих пор остается открытым. Даже в простейших случаях медленной фильтрации несжимаемых несорбируемых флюидов до конца не ясно, как влияет сама пористая среда на эффективные коэффициенты диффузии. Считается, что коэффициент извилистости | порового пространства достаточно точно связывает коэффициенты диффузии в объеме DM и в пористой среде

199

Бэф = mDJlE,,

(2.45)

где т — пористость.

Однако вычисление величины § как параметра реальной пористой среды на практике неосуществимо из-за крайней неупорядоченности структуры порового пространства.

Часто при обработке результатов экспериментов принимают значение § s 1,7, полученное теоретическим путем для упорядоченных структур (например, упаковок сферических твердых частиц) из гидродинамической модели массопереноса вещества в пористой среде. Но при малых скоростях фильтрации, соизмеримых со скоростями молекулярной диффузии (когда практически нет конвективного перемешивания), коэффициент извилистости § следует определять по формуле 2.45 из диффузионной модели.

В общем случае массоперенос вещества в реальных пористых средах определяют четыре основных процесса:

процесс фильтрации, характеризуемый скоростью фильтрации у; его движущей силой является перепад давления;

молекулярная диффузия компонентов в поровом пространстве пласта-коллектора, характеризуемая коэффициентом диффузии DM; движущей силой процесса является разность концентраций; рассматривая поток вещества через элемент пористого пласта при описании механизма молекулярной диффузии, пользуются понятиями так называемой эффективной диффузии и коэффициента эффективной диффузии (2.45);

перемешивание вещества в движущемся потоке, или дисперсия; при достаточно высоких скоростях фильтрации, по данным, например, Р. Блэ-куэлла и В.Н. Николаевского, коэффициент дисперсии зависит от скорости фильтрации у (рис. 2.73);

сорбция компонентов смеси, характеризуемая, с одной стороны, изотермой сорбции аг = f(Ct) (Ct - концентрация z-ro компонента в газовой фазе, отнесенная к объему пористой среды, моль/м3; аг — количество сорбированного вещества при концентрации Си отнесенное также к объему пористой среды, моль/м3), и, с другой стороны, — кинетическим соот-

Рис 2 73 Зависимость коэффициента перемешивания D от параметра bv/D (по Блэкуэллу):

1 — теоретическая кривая- 2 - кривые построенные по экспериментальные данным б - средний размер частиц пористой среды м- v - средняя скорость фильтрации м-с"1- D - коэффициент молекулярной диффузии м2-с"'

200

ношением, учитывающим скорость фазового перехода “адсорбтив — адсорбат".

В условиях реального газоконденсатного пласта вдали от забоев скважин скорости фильтрации невелики и имеют порядок величин 10_6 м/с, а безразмерный параметр Блэкуэлла составляет при этом bv/DM < 1СГ1, т.е. на практике можно не учитывать явления конвективного перемешивания (см. рис. 2.73) и кинетики сорбционных процессов на фронте вытеснения газа газом.

Методика исследований

Исследования выполнялись автором совместно с В.А. Николаевым применительно к условиям опытного участка Вуктыльского НГКМ, истощенного до давления порядка 5 МПа.

Схема экспериментальной установки представлена на рис. 2.74. Установка включает сменную модель пласта, а также оборудована отводом для отбора проб газа при анализе на “внешнем” хроматографе несорбирую-щихся компонентов (не разделяющихся на колонке хроматографа БОТА-На). Эксперименты по оценке длины зоны смеси газ — газ выполняли с применением двух моделей пласта, имеющих параметры:

Номер модели..............................................................................

Длине1,м... .....................................................................................

Пористость m, доли...................................................................

Проницаемость a-Ю"14, м2......................................................

Размер частиц 6-Ю-5, м............................................................

Объем пор VЮ-3, м3................................................................

Целью выполнения первой серии экспериментов было определение коэффициентов извилистости § пористых сред моделей пласта, на которых впоследствии предполагалось провести эксперименты по оценке длины зоны смеси углеводородный газ — метан. Для определения § использовались такие слабо сорбирующиеся при низком давлении (порядка 5 МПа) газы, как азот и двуокись углерода. Расчетное значение коэффициента взаимной диффузии этих веществ при давлении 5 МПа составляет DM = = 3,0-10"7 м2/с. Для исключения зависимости эффективной диффузии от

1
2

5
20

0,222
0,260

14
30,6

1
1,5

0,59
3,40

Рис. 2.74. Схема установки:

1 – пресс ИП-6- 2 — вентиль- 3 — пробоотборник- 4 — баллон с метаном- 5 — манометр образцовый- 6 - сосуд PVT- 7 - модель пласта 8 - хроматограф (БОТАН)- 9 - отбор про быWa при анализе несорбирующихся компонентов; 10 - счетчик газовый; 11 - сепаратор

201

скорости фильтрации v эксперименты проводили при низких (пластовых) значениях v, при которых выполнялось соотношение

bv/Du < 1СГ1. (2.46)

Для определения коэффициентов эффективной диффузии по экспериментальным данным использовали известное решение в безразмерном виде:

дс1_+вс1 = Ц_/дс^_ (247)

дх дх vL дх2

где х, х, Q — безразмерные время, линейная координата и концентрация; L — длина модели пористой среды с граничными и начальными условиями, соответствующими условиям проведения опытов:

С, (0, х) = 1; С,(х, 0) = 0.

Решение (2.47) приводит к соотношению В.Н. Николаевского

А*- =-------2-----¦ (2-48)

1бЯ| --------I

V ' Q-0,5

Это соотногяение аналогично предложенному Дж. Аронофски

Y=1г,

\дх1

гАе Y = D/vl; 1 — длина перемешивания.

Соотношение позволяет по углу наклона кривой изменения концентрации компонентов на выходе из модели пласта в зависимости от безразмерного времени определять коэффициенты эффективной диффузии компонентов смеси.

Результаты исследований

Серия экспериментов по вытеснению двуокиси углерода азотом, а также азота двуокисью углерода позволила определить коэффициенты извилистости Ц, моделей пористых сред.

Вначале были найдены с использованием описанной выше методики (по углу наклона экспериментальных кривых изменения концентрации одного газа в смеси в процессе вытеснения его другим газом) значения коэффициентов эффективной диффузии. Затем по соотношению (2.45), используя известные значения взаимной молекулярной диффузии несорби-рующихся газов (азот - двуокись углерода), получили коэффициенты извилистости |.

Результаты экспериментов по вытеснению двуокиси углерода азотом и азота двуокисью углерода при давлении 5 МПа представлены ниже.

Номер модели.........................................

у1(Г<\ м/с..................................................

D-10"8, м2/с...............................................

5....................................................................

Эксперименты показали, что при вытеснении двуокиси углерода азотом и, наоборот, азота двуокисью углерода при одинаковых скоростях

1
2

10 5
10 5

2,90 2,84
3,10 3,13

2,09
1,93

202

фильтрации v = 105 м/с получаются практически одинаковые (с точностью ± 5 %) значения коэффициентов диффузии. Средние их значения для первой модели D = 2,9-10-8 м/с и для второй модели D = 3,1-Ю"8 м/с. При меньших скоростях фильтрации v s* 5 • Ю-6 м/с те же коэффициенты составляют D = 2,84-Ю"8 м7с для первой и D = 3,13-1Г8 м2/с для второй модели. Таким образом, результаты экспериментов подтверждают независимость коэффициентов эффективной диффузии от скорости фильтрации при выполнении соотношения (2.46).

Представляют интерес полученные с использованием диффузионной модели коэффициенты извилистости пористых сред. Величины ^ оказались существенно большими, чем принимают обычно, исходя из гидродинамической модели: | = 2,09 для первой модели пласта и | = 1,93 для второй модели пласта.

При выполнении экспериментов по вытеснению углеводородной газообразной смеси сухим газом (метаном) использовались установка и методика, аналогичные описанным выше.

Составы равновесных фаз вуктыльской пластовой углеводородной системы при давлении 5 МПа и исходный состав системы (при давлении 37 МПа) приведены в табл. 2.20. Поскольку в составе равновесной газовой фазы при данных условиях (5 МПа) преобладает метан, а содержание каждого из компонентов фракции С2+ в смеси не превышает 10 % (этана — 9,56, пропана — 4,06 % и т.д.), то влиянием компонентов друг на друга при рассмотрении диффузионных процессов (и использовании коэффициентов диффузии) можно пренебречь [41].

Как и в экспериментах с несорбирующимися газами, вытеснение углеводородного газа сухим (метаном) проводили при скоростях фильтрации, равных 5-10"6 м/с. Таким образом, и в этом случае влияние кинетики сорбции на форму фронта практически исключалось.

Таблица 2.20

Состав вуктыльского пластового газа (молярные доли, %) исходного состава и равновесных фаз системы, истощенной до давления 5 МПа

Углеводород, параметр
37
Давление, МПа

5

Система
Газовая фаза
Жидкая фаза

Метан
79,10
83,19
16,23

Этан
8,80
9,56
6,45

Пропан
3,90
4,06
6,85

Изобутан
0,60
0,48
1,96

Бутан
1,20
1,10
4,35

Пентан
1,05
0,63
5,92

Гексан
1,26
0,50
10,32

Гептан
1,84
0,40
18,07

Нонан
1,15
0,07
14,01

Додекан
0,64
0,0052
8,90

Гептадекан
0,46
0,0001
6,94

Сумма
100
100
100

Пентаны плюс
6,40
1,60
64,16

высшие

Молярная масса
115
86,6
126,4

пентанов (г/моль)

ГКФ (г/м3)
327
58,5
—

203

Рассмотрим методику построения изотерм адсорбции из экспериментальных данных по вытеснению сухого газа газовой смесью. Предположим, компонент i смеси газов не сорбируется. Тогда, основываясь на дополнительной информации о коэффициентах молекулярной диффузии данного компонента в смеси и зная свойства пористой среды, можно вычислить коэффициент эффективной диффузии по соотношению (2.45).

Полученная величина D3^. позволяет построить гипотетическую форму

фронта вытеснения в случае несорбируемости компонента (рис. 2.75, кривая 1). В действительности, однако, компонент i сорбируется пористой средой, и поэтому фактически определенная из эксперимента кривая фронта вытеснения (кривая 2) будет смещена вправо и иметь более пологий наклон, зависящий от формы изотермы сорбции. Чтобы определить количество сорбированного вещества, например, при концентрации его в газе С/, достаточно определить заштрихованную площадь между двумя кривыми 1 и 2 (см. рис. 2.75).

Аналитическое выражение аая (оценки) заштрихованной площади имеет вид

SJQ) = Сг{х'2-хх) + J Cu(x)dx-f C2l(x)dx,

(2.49)

где Q., С2. - функции относительной концентрации компонента i на выходе из модели пласта для идеального (в отсутствие адсорбции) и реального случаев соответственно.

Отсюда величина адсорбции z-ro компонента аг (моль/м3), отнесенная к единице объема пористой среды, равна

ч{Сг) = С{х'2-хх) +/Cll.(x)dT -/Ci(T)dT,

(2.50)

где величины Q и С2 имеют тот же смысл, что и в уравнении (2.48), но выражены в J1 абсолютных” значениях (моль/м3).

Многочисленные эксперименты показывают, что форма фронта при малых и больших значениях С сильно деформирована. На рис. 2.75 изображен типичный для углеводородов случай, причем с увеличением размера молекулы компонента смеси соответствующая кривая все заметнее отклоняется от симметричной 5-образной кривой для гипотетического случая.

Принципиально возможно изменение формы фронта вытеснения под влиянием кинетики фазового перехода “адсорбтив- адсорбат”. Описанные

Рис. 2.75. Изменение концентрации С компонента i в выходящей из пористой среды смеси:

1 — компонент i не союбиюуется- 2 — компонент i сорбируется пористой средой

204

опыты были повторены при других скоростях фильтрации, еще более низких (~ 10_6 м/с), и результаты обеих серий экспериментов совпадали; отсюда можно сделать вывод, что в условиях описанных экспериментов скорость установления адсорбционного равновесия компонентов достаточно велика.

На рис. 2.76, 2.77 пAOедставлены экспериментальные графики зон смеси для компонентов С3, E-04, I-С4, С5 по результатам опытов на моделях пласта номер 1 и 2 (см. табл. 2.20). На рис. 2.78 представлены изотермы сорбции компонентов смеси следующего состава (в мольных %) в моделях поOистых сред 1 и 2 (см. табл. 2.20): Q - 79,5; С2 - 9,0; С3 - 6,0; EA-С4 - 2,2; I-С4 - 1,8; С5 - 1,5.

Из рисунков видно, что изотермы сорбции, особенно наиболее тяжелых компонентов, существенно нелинейны. Резкий подъем вверх изотерм с ростом величины e связан, по-видимому, с началом конденсации компонентов.

На рис. 2.79 изображены зависимости коэффициентов адсорбции

ai = ‡i(ei)/ei

от плотности вещества i в пористой среде (в моль/м2). Видно, что при низких плотностях коэффициент адсорбции не зависит от величины ei и, следовательно, пKи этом вполне допустимо линейное приближение Генри. Значения Ki?=Щ коэффициентов адсорбции при низких парциальных

давлениях компонентов изображены на рис. 2.80 в виде зависимости от размера молекулы углеводорода. Однако с ростом плотности сорбируемого компонента величина ai становится существенно зависящей от величины ei, Таким образом, соотношение Генри

‡i(ei = aiCi

далеко не всегда можно использовать вытеснения.

Как следует из изложенного,

угол наклона кривой Ci (см. рис. 2.75) определяется диффузией компонента i и его свойством сорбироваться данной пористой средой. Ясно, что при достаточно больших коэффициентах Генри ai и достаточно малых коэффициентах диффузии Dэфi ширина фронта вытеснения будет определяться в первую очередь сорбцией компонентов смеси. Интересно получить критерий

Рис. 2.76. Динамика моляоной массы поо-дукции при вытеснении метана газовой смесью из модели пласта длиной 5 м fa) и 20 м [б);р = 5МШ,Т= 20 °С.

Состав газовой смеси % (моляюные доли)-C1 _ 83 04- С, - 9 48-' С - 4 29- EAO-СА -0,48; I-С; - 111; С5; - 1,60 ' '

практических расчетах процессов

3 V, объем пор

205

Рис. 2.77. Относительная длина зоны смеси для компонентов С3, С4, С5 для модели пласта длиной 5 м (а), 20 м (6).

Экспериментальные точки на этом и последующих рисунках не показаны

подобия, позволяющий определять возможность пренебрежения диффузией компонентов при расчете ширины фронта вытеснения. Из выражения 2.48 следует, что ширина фронта в отсутствие сорбции близка к значению (в безразмерном виде)

Ахд

4

В том случае, если ширина фронта определяется только сорбцией (диффузия отсутствует), она равна для линейных изотерм Ахс = 2а/С, = = 2К(. Если изотерма нелинейна, в качестве К( можно брать его среднее значение.

Искомый критерий имеет вид

П

Ахд

К; VL

2 ^Щ

(2.51)

206

Рис. 2.78. Изотермы адсорбции компонентов углеводородной смеси:

1 — в модели пористой среды № 1; 2 - в модели пористой среды № 2

Если П > 1, то ширина переходной зоны определяется, в первую очередь, сорбцией и при ее оценках диффузией можно пренебречь. Если же П < 1, то диффузия играет определяющую роль в формировании фронта вытеснения. Легко видеть, что выражение 2.51 определяет критическое расстояние L, после прохождения фронтом которого диффузия перестает влиять на его формирование. Это критическое расстояние

Ki v

(2.52)

Таким образом, на больших расстояниях (L » L ) ширину фронта можно оценить по выражению

ALi = 2Kli.

(2.53)

Наибольшее значение ALi, как и наибольшее критическое расстояние LK , имеют наиболее легкие компоненты. Из экспериментальных данных приведенных в данном разделе, следует, что оценки критического расстоя-ния (2.52) и ширины зоны смеси (2.53) для газоконденсатных систем наиболее целесообразно проводить по компонентам С3-С4. При этом в качестве ai выбирается некоторое среднее значение, характерное для изотермы сорбции данного компонента.

207

Рис. 2.79. Зависимость коэффициентов адсорбции от молярной концентрации компонентов углеводо-родной смеси:

1 - в модели пористой среды № 1; 2 пористой среды № 2

модели

Рис. 2.80. Зависимость коэффициента адсорбции Генри при низкой концентрации компонентов углеводородной смеси в пористой среде от поряд-кового номера алканового углеводорода (ai = 0,002, Mi = 0,0586).

Верхняя точка каждой пары точек относится к модели пласта № 1, нижняя — к модели пласта № 2 Пюи i = 4 веюхняя папа получена для ЛБУ-Сл нижняя - для М-С4

Известно, что при отсутствии сорбции ширина зоны смеси пропорциональна L (это видно и из выражения для Ат ). В случае сорбируемости примеси при L >> LK ширина зоны смеси пропорциональна L (см. 2.53). При П « 1 показатель степени при L должен находиться в пределах 0,5 < < n < 1. Действительно, обработка результатов экспериментов р^я моделей пористых сред № 1 и № 2 (см. табл. 2.20) показала, что n = 0,7. Ори этом

208

для модели № 1 (I = 5 м) П = 0,88, для модели № 2 (L = = 20 м) П = = 1,76, а 1кр = 6,5 м (расчеты проведены по пропану). При аналогичных условиях в пласте критерий будет принимать большие значения, так как характерные расстояния существенно превышают LKp = 6,5 м.

Таким образом, формирование фронта вытеснения в газоконденсато-насыщенных пластах происходит под влиянием двух процессов: диффузии и сорбции. Сорбируемость компонентов пластовой смеси может привести к тому, что фактором, определяющим форму и ширину фронта вытеснения, является сорбция; в этом случае выполняется соотношение П >> 1. В то лее время при П ~ 1 ширина фронта зависит от пройденного расстояния как L", причем показатель степени п может варьировать в пределах 0,5 < < п < 1, что и подтверждают эксперименты.

Использование формулы 2.53 и данных рис. 2.80 позволяет оценить длины зон смеси как для отдельных компонентов вытесняемой пластовой равновесной газовой фазы, так и для этой фазы в целом. Например, для этана, пропана, бутанов, пентанов длины зон смеси составят соответственно: при пройденном фронтом вытеснения расстоянии 500 м около 1,5, 29,6, 57,6, 85,7 м; при пройденном расстоянии 1000 м около 3,1, 59,2, 115,2, 171,4 м. Для пластовой газовой фазы (по фракции С2+) соответствующие длины зон смеси будут равны 24,4 и 48,7 м, т.е. составят около 5 % расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Оценка длины зоны смеси по формуле (2.53) дает наименьшие значения этого параметра, которые следует использовать при определении момента начала контроля за прорывом нагнетаемого газа к добывающим скважинам. Учитывая результаты исследований по испаряемости компонентов С2+ в прокачиваемый газ, а также существенное отличие ожидаемого коэффициента охвата пласта от единицы, при составлении, например, регламента на закачку сухого газа необходимо предусмотреть соответствующие мероприятия контроля на добывающих скважинах в расчетные периоды времени после начала закачки газа.

2.5.4

Математическое описание процесса вытеснения пластовой газоконденсатной смеси сухим газом

Развитие методов численного моделирования и современной электронно-вычислительной техники позволяет эффективно решать реальные задачи многокомпонентной фильтрации.

Математическое описание процессов фильтрации пластовых флюидов сводится к решению краевых задач для системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных.

Точные или приближенные аналитические решения этих задач, пригодные для практического использования, можно получить для фильтрационных потоков простой геометрии и при использовании различных упрощающих предположений о механизме процесса. Однако большинство реальных фильтрационных потоков имеют сложную форму и описываются системами нелинейных дифференциальных уравнений, получить аналитиче-

209

ское решение которых невозможно; эти уравнения решаются приближенными численными методами с использованием ЭВМ.

При построении численной модели и алгоритмов используется дискретное представление переменных и дифференциальных операторов уравнений, а также области течения.

Используя допущения о локальном термодинамическом равновесии фаз, справедливости обобщенного закона Дарси, пренебрегая малым влиянием капиллярных, диффузионных сил и гравитацией, изотермическую фильтрацию многокомпонентной смеси можно описать следующей системой дифференциальных уравнений:

div(M В, grad р) = -?-(mkN z,), i =l~l

dt

где В, = (bRilL + {жРжхЛ

I 1»гМг |1»«ж )

ы = 8Рж_ + (1 - S)^-; (2.54)

S = 1 - Sr.

Уравнения (2.54) являются уравнениями баланса количества каждого из компонентов в дифференциальной форме. Суммируя уравнения для компонентов и заменив последнее уравнением баланса общего количества смеси в случае тонкого горизонтального пласта в пренебрежении вертикальным движением флюида, получаем эквивалентную систему:

div(M В, grad р) = mh-^-(Nz,), / = 1, 7-1;

dt

div(M В grad p) = mh^-, (2.55)

dt

где В = 2p„

Введенные величины связаны дополнительными соотношениями:

ztKt Yi -------

xi

I + v{Kt - 1)

zi l+v{Kj-l)'

S =------(1 у)ргМж------, (2.56)

(1-у)ргМж+уржМг

l

где v — корень уравнения 2j^—^— = о;

^ 1=1 l + (Kt-l)v

1 1

Мг= ЪУ1М-МЖ = Хх,МоК,= П-,

1 = 1 1=1 X,-

и условиями нормировки состава

1 1 1

Zz, = 2У, = 2*, = 1.

1=1 1=1 1=1

При описании модели используются следующие обозначения: К{ — константа равновесия /-го компонента; z{ — мольная доля /-го компонента

210

в смеси; у{1 х, — мольные доли /-го компонента в газовой и жидкой фазах; v - мольная доля газовой фазы; рг, рж - плотности газовой и жидкой фаз; цг, цж - вязкости газовой и жидкой фаз; к, т - абсолютная проницаемость и пористость пласта; /г, /ж — относительные фазовые проницаемости газовой и жидкой фаз; h - эффективная мощность пласта; Мг, Мж - молярные массы газовой и жидкой фаз; М1 - молярная масса /-го компонента; S — насыщенность порового пространства жидкой фазой; N — число молей в единице объема смеси; р — давление; t — время; 1 — число компонентов в системе.

Мольная доля газовой фазы определяется следующим образом:

если

1=1

HzfKi < 1, то v = О

1=1

(смесь в однофазном жидком состоянии);

1

если 2z/K-< 1, то v = 1

1=1

(смесь в однофазном газовом состоянии).

Если условия не выполняются, то v находится в интервале [0 < v < 1] и является единственным корнем уравнения концентраций (2.56).

Искомые функции в рассматриваемой модели - давление и мольные доли компонентов в смеси.

Для построения замкнутой системы уравнений многокомпонентной фильтрации необходимо задать соотношения для плотностей, вязкостей, констант равновесия компонентов и относительных фазовых проницаемо-стей. Значения рг, рж, цг, цж вычисляются по формулам

о(р\М(мУ2 0( Р\13(МЖ)14

Рг = Рг о ----5" ' Рж = Рж I --- '

\15/ \кб i \'к7 / \ка

о' р! ' Мг I . _ о ' Р ' ' Мж i

^ - ^r[^j [^J ' ^ж" Иж(7] [к}

Здесь индекс “О” относится к исходному состоянию пластовой системы, Х1 — Х8 — постоянные.

Используя предложенные B.C. Митлиным и Г.П. Цыбульским математическую модель и программу, автор совместно с Б.В. Макеевым и М.И. Фадеевым выполнил расчеты процесса вытеснения двухфазной газо-конденсатной смеси сухим газом, результаты которых были подтверждены описанными в работе экспериментами.

Особенность осуществляемых в соответствии с программой расчетов фазового равновесия состоит в том, что константы равновесия считаются зависящими от давления, температуры и одного параметра состава R, задаваемого в виде

с

R =---------^-------,

С + Стяж + d

пром 1мж

где Спром и Стяж — соответственно доли промежуточных и тяжелых компонентов в смеси; d — постоянная величина, определяемая из равенства параметров состава для газовой и жидкой фаз исходной пластовой системы.

211

Исходной информацией при построении интерполяционных полиномов для констант равновесия являются данные экспериментальных исследований на бомбе PVT-соотношений или результаты расчета парожидкост-ного равновесия свойств углеводородных многокомпонентных смесей с использованием уравнений состояния Пенга - Робинсона. Рассчитанные значения констант равновесия, плотностей и вязкостей фаз служат основой построения интерполяционных полиномов для Kt, рг, рж, \iT, цж.

Функции фазовых проницаемостей задаются в двух формах. В первой форме /г и /ж зависят только от насыщенностей. Во второй - фазовые проницаемости зависят и от состава пластовой смеси.

Функции фазовых проницаемостей выбирались в следующем виде:

4

S-S* 1-S*

О,

sT-s;)

{ 1-S*

О,

s> s*. s< s*'

s > s*

г г

s < s*

пороги гидродинамической подвижности жидкой и газовой

где S* и S* фаз.

В первом случае величины S * и S* постоянны. Во втором — зависимость фазовых проницаемостей от состава учитывается через коэффициент межфазного поверхностного натяжения о, определяемый по форму-

ет1'

2p

Г

Рж „ Рг ^

где (Pch)i — парах op /-го компонента.

Пороги подвижности фаз определялись так, чтобы при о -* 0 фазовые проницаемости переходили в прямые:

s,=oIo

а2+а

S; = SV3;

у = а1 + a2S*.

Коэффициенты а, и а2 в выраж:ении для S * определяются из экспериментальных исследований по фильтрации углеводородных смесей различного состава.

При решении уравнений фильтрации для пласта, дренируемого системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, необходимо систему уравнений (2.55) переписать с учетом членов источников и стоков, которые заменяют граничные условия на скважинах.

Суммарный дебит или приемистость скважин при отборе или закачке (в к-ш уравнении) в единицах массы для эксплуатационных скважин определяется выражением

h

ле

1=1

212

LJfc = —:-----------

(2.57)

где ек = B4/B.

Для нагнетательных скважин Q4 — заданная величина, где е4 — мольная доля ?-го компонента в потоке.

С учетом формулы (2.57) систему (2.55) перепишем в виде

div(M В4 grad р)+ 2! Q?kb(x-xJ, у - у?) +

;' = 1

+ 11о?кЬ(х-х?, у-у?)

;' = 1

i = 1;

at

mh,

(2.58)

div(M 6 qrad p) + 2! Q?b(x-xl y-yf) +

wH

+ 'ZQfb(x-xf, y-yf) = — mh,

(2.59)

где w3 и wH — число эксплуатационных и нагнетательных скважин; х]\ yf — координаты нагнетательных скважин; xf, yj — координаты эксплуатационных скважин; Ь(х, у) - дельта-функция Дирака.

Система (2.58-2.59) в отличие от системы (2.55) содержит (1 + 1) уравнение, а (3.59) получено с использованием условия нормировки состава 1

смеси 2jZk = 1.

4=1

Аппроксимируя систему (2.58), (2.59) в узлах прямоугольной равномерной по каждой из координат сетке системой конечно-разностных уравнений, получим:

nn+1 —nn+1 nn+1 -nn+1

к h Rn л~1> ^'] + к h P,n J J +

п+1 п+1

-1/2,4 / л \2 Ах

n+1 n+1

Pi,j-1 ~ Pi,j /2,4 / \2

+ %,t = ™>Л,

(N)"+a1 n+1 n+1 (N)n+a1 B B

[7)tJ mm " [7)tJ vl,zl,x

/At, к = 1, 1;

(2.60)

„n+1/2 „n+1/2 И+1,/ ~ Й,

*,41/2,A+1/2jP" . '*'' '''----- + ^-1/2jA--1/2,jP?-1/2,j

J J z +1 /2,7 2 ,J J J

Ax

„n + 1/2 „n + 1/2 Pi-1,j ~ Pi,j

Ax

П Л

+ /с h Вл Pi,; + 1 Pi,; + к h P,n

+ Ki,j + 1/2-» Ч; + 1/2Р 2 + ¦K-i,;-1/2-'l!-J-1/2P

z,j + 1/2 /2 ,,;-1

P^-1"P^ + o»

/2 2 i,;'

АУ

2m,,jh,,j

(N)"+a2 n+1/2 (N)"+a1 n

— P'J ~ — P'J

\ P / ¦ ¦ \ P / ¦ ¦

/At;

(2.61)

+

213

n+1/2 n+1/2

k h Rn Pi+1J PiJ

i+1/2,ji+1/2,jPi+1/2J 772

(Ax)

+ ^-1/2,;^-1/2,;Р?_1/2,;

„n+1/2 „n+1/2 Pi-1J -PiJ

Mz

nn+1 -nn+1 nn+1 -nn+1

+ к h Кл iJ+1 iJ + к h Кл iJ~1 iJ

(Ay) (Ay)

2 + ^V

2muAi

ЩП+а3 n+1

P / ¦ •

\Г\Л+а2 P / ¦ •

Ш.

(2.62)

Здесь i, j — нумерация узлов по координатам х и у; к — номер компонента; л — нумерация шагов по времени; Ах, Ау, At — шаги по пространству и по времени; Q*jik — дебит закачки (отбора) для к-то компонента в данном узле; Q? - суммарный дебит закачки (отбора) в данном узле; а2 -— с1 = а3 — а2 = 1/2.

Алгоритм решения системы уравнений (2.60)-(2.62) представлен на рис. 2.81 и состоит в следующем. Пол давлений находится из уравнений

Рис. 2.81. Алгоритм расчета процесса вытеснения пластовых флюидов

214

+

(2.61), (2.62) методом переменных направлений типа Писмена-Рэчфорда. Для решения возникающих при этом систем линейных уравнений с трех-диагональной матрицей применяется метод прогонки.

Далее явным образом находятся поля концентраций из уравнения (2.60) для компонентов. При расчете фазового равновесия уравнение для определения мольной доли газовой фазы v решается методом Ньютона. Коэффициенты проводимостей в половинных узлах вычисляются на старом временном слое по правилу “против тока".

Аппроксимация по времени имеет первый порядок точности по At,

л+1/2

I Р /

при этом величина I — определялась при помощи аппроксимации вида

(м)п+1/2 г In) n r (n)1-1 — = 1, о — - и, о —

\р) \р) \р)

Предложенная разностная схема является трехслойной, поэтому для вычислений на первом шаге необходимо применять итерационный алгоритм либо проводить расчеты на первых шагах с постепенным увеличением дебитов скважин.

Производные по времени на первом шаге аппроксимируются выражениями нулевого порядка точности:

dN _ ( N) р1 -р° „,1.

dt { р) At

dNzk (n)° p1z1k-p0z°k + Q(1)|

ы

dt \p) At

но погрешности аппроксимации малы, поскольку малы возмущения начального распределения р и zk. Данный трехслойный метод первого порядка точности является неявным по давлению и явным по концентрациям, т.е. он условно устойчив по zk, что накладывает определенные ограничения на шаг по времени и характерную величину градиента давления.

Контроль за счетом осуществляется путем проверки условий полного и покомпонентного баланса, а также проверки условия консервативности в каждом узле разностной сетки.

Использование трехслойной разностной схемы позволяет избежать итерационных процессов, что в значительной мере сокращает затраты машинного времени при численном моделировании процессов многокомпонентной фильтрации.

Рассмотрим постановку задачи применительно к условиям конкретного газодобывающего объекта.

С целью доизвлечения углеводородного сырья на текущей стадии разработки Вуктыльского ГКМ было предложено реализовать на опытном участке в районе скважин № 129-195 (зона УКПГ-8) один из методов активного воздействия на газоконденсатный пласт путем закачки недонасы-щенной газовой фазы (сухого газа) в условиях аномально низких пластовых давлений. В такой постановке задача предложена впервые ВНИИГАЗом совместно с СеверНИПИгазом. При этом преследуются две цели. Во-первых, заменить равновесную пластовую газовую фазу, богатую промежу-

215

точными компонентами С2 —С4, сухим газом (тюменский газ), практически состоящим из метана.

Во-вторых, вовлечь в процесс разработки пластовую жидкую фазу путем испарения находящихся в жидкой фазе углеводородов в прокачиваемую через пласт недонасыщенную газовую фазу, поддерживая при этом энергетическое состояние объекта. В связи с этим во ВНИИГАЗе под руководством автора выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по отработке технологических процессов воздействия на пласт Вуктыльского ГКМ в условиях аномально низких пластовых давлений (ниже давления максимальной конденсации пластовых углеводородов).

Фазовая характеристика вуктыльской пластовой смеси на текущий момент разработки месторождения близка к характеристике этой смеси при давлении максимальной конденсации: относительный объем равновесной жидкой фазы составляет 10-15 % от объема порового пространства, содержание компонентов С5+ в равновесной газовой фазе не превышает 50 г/м3.

При аналитическом исследовании процесса прокачки сухого газа вук-тыльскую пластовую систему, истощенную до 5 МПа, моделировали многокомпонентной смесью углеводородов с параметрами, близкими к параметрам реальной системы.

Состав сухого газа (вытесняющего агента) в исследованиях принимали соответствующим составу тюменского газа. Составы используемых в расчетах смесей, в мольных долях, %:

Компонент N2 С1 С2 С3 ЛБУ-С4 М-С4 Ф1 Ф2 Ф3 Сумма

Система:

пластовая 3,150 59,16 8,6 4,91 0,93 2,0 4,39 12,46 4,40 100

тюменский газ

(газ закачки) 0,49 98,89 0,35 0,19 0,03 0,05 - - - 100

В расчетах процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом рассматривались два варианта размещения скважин на опытном участке. В первом варианте предусматривалось бурение трех нагнетательных скважин между двумя галереями действующих эксплуатационных скважин (скв. 127, 158, 195, 151, 150 и 7, 129, 130, 133), расстояние между которыми 700-1000 м. Суммарный дебит нагнетательных скважин в расчетах был принят равным 600 тыс. м3/сут. Расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами 450 — 1000 м. В расчетах было принято, что опытный участок имеет прямоугольную форму и характеризуется длиной 3800 м при ширине 1800 м.

Во втором варианте предусматривалось закачку сухого газа производить через скважины 158, 195, 151 с суммарным дебитом 1,5 млн. м3/сут; в качестве добывающих могли быть использованы скважины действующего эксплуатационного фонда (7, 129, 130, 133, 150, 127, 128). Таким образом, этот вариант не требовал дополнительных капитальных вложений в бурение нагнетательных скважин.

Закачка сухого газа позволяет замедлить темп снижения давления в зоне воздействия и обеспечивает достаточно стабильные дебиты добывающих скважин. Значительные расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами позволяют получить приемлемый коэффициент охвата пласта с практически полным вытеснением пластового газа сухим в охваченной вытеснением части пласта.

Для расчета вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом исполь-

216

зовалась математическая модель двумерной двухфазной многокомпонентной фильтрации, описание которой приведено выше.

Трещиновато-пористый пласт-коллектор Вуктыльского месторождения отличается большими эффективными толщинами и высокой степенью неоднородности как по площади, так и по разрезу продуктивной толщи. В математической модели использовались усредненные данные геолого-промысловых исследований коллекторских свойств пластов опытного участка по закачке газа, представленные СеверНИПИгазом. В расчетах было принято, что пласт неоднороден по проницаемости к = к(х, у) и пористости т = m{z, у), причем площадная неоднородность задавалась с учетом трещиноватости коллектора. Эффективная мощность пласта выбиралась таким образом, чтобы произведение h-m соответствовало среднему значению этой величины, принятой при подсчете запасов газа рассматриваемого участка на основании проведенных СеверНИПИгазом геолого-промысловых исследований скважин. Значение эффективной мощности в расчетах принято постоянным и равным 190 м.

Область фильтрации имеет форму прямоугольника с числом узлов по горизонтали 38 и по вертикали 18. Таким образом, расчетная сетка (38x18) включает 684 расчетных узла, расстояние между которыми по обоим направлениям одинаково и равно 100 м. Расчетная сетка и фильтрационные параметры участка приведены на рис. 2.82. На границах области фильтрации задавалось постоянное давление, тем самым учитывалось поддержание давления в залежи за счет внедрения в нее пластовой законтурной воды. В начальный момент времени t0 в пласте задавалось распределение давления по координатам р = р0(х, у).

Углеводородная система при заданных исходных термобарических условиях (р0 = 5 МПа, Т0 = 62 °С) соответствовала пластовой вуктыльской ГКС при тех же условиях. Насыщенность пласта жидкой фазой по результатам расчета процесса дифференциальной конденсации получена равной 11,5 % объема пор. Массовые дебиты эксплуатационных скважин и их размещение в расчетной модели соответствовали реальным условиям

Рис. 2.82. Расчетная сетка для участка закачки сухого газа.

Нагнетательная скважина- 1 — в 1-м ваюианте юасчета- 2 — во 2-м ваюианте юасчета- 3 — эксплуатационная скважина;" к - проницаемость 1(Г15 м2; m - пористость, доли объема пор

217

Рис. 2.83. Месторождение Вуктыл, участок закачки сухого газа, 1-й вариант расчета:

I - поля концентраций С2-С4 через 3 года (а), 6 {б) и 10 (б) лет закачки; II - поля насы-щенностей через 6 (а) и 10 (б) лет закачки

опытного участка. Дебиты эксплуатационных скважин для двух вариантов расчета были приняты следующие:

Номер скважины........................ 127 158 195 151 150 7 129 130 133

1-й вариант.................................... — 218 26 257 _____

2-й вариант.................................... 331 — — — 206 312 564 324 410

218

Таким образом, фильтрационная задача, при решении которой ставится цель найти распределение давления р(х, у, t) и концентраций компонентов С(х, у, t) в процессе закачки сухого газа, сводится к интегрированию дифференциальных уравнений в частных производных эллиптического типа с использованием интегрально-интерполяционного метода для построения конечно-разностного аналога с учетом начальных и граничных условий.

Результаты математического моделирования процесса вытеснения равновесной пластовой газовой фазы сухим газом применительно к условиям опытного участка Вуктыльского ГКМ при давлении р = 5 МПа и темпера-туре Т = 62 °С представлены на рис. 2.83-2.87. Динамика процесса филь-трации в ходе вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом ^ая 1-го и 2-го варианта размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин показана на рис. 2.83, 2.84. На этих рисунках приведены поля концентраций промежуточных углеводородов С2-С4 и насыщенностей жидкой фазой порового объема пласта через 3, 6 и 10 лет после начала закачки сухого газа. Из приведенных рисунков видно, что зона “осушки” в первом ва-рианте (с тремя дополнительно пробуренными нагнетательными скважина-ми) меньше, чем во втором за счет различного темпа закачки вытесняющего агента. Первые три года распределение фронта вытеснения близко к

219

/

Рис 2 84 Местооожление Вуктыл участок закачки cvxoro газа 2-й ваииант оасчета:

/ - поля концентраций С,-С. через 3 года (а) 6 16) и 10 (в лет закачки Я - поля щенностейчерез6 (а)и10 (б)летзакачки

насы-

симметричному. По мере подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам наблюдается изменение изолиний концентраций С2-С4г а также насыщенностей жидкой фазы. Однако зон, не охваченных вытеснением, не наблюдается. Практически слияние фронтов вытеснения во втором варианте расчета происходит на б-й год закачки сухого газа, в первом — несколько позднее. Распределение насыщенности жидкой фазы в ходе закачки сухого газа представлено на рис. 2.83, II [а, б), 2.84, II [а, б).

Пз приведенных рисунков видно, что значительное уменьшение объема жидкой фазы наблюдается вблизи нагнетательных скважин, что говорит об интенсивном массообмене компонентами газовой и жидкой фаз в при-забойной зоне этих скважин. При этом в первую очередь испаряются легкие углеводороды из состава жидкой фазы, а именно, С2—С4. Содержание углеводородов С5+ в пластовой жидкой фазе в значительной мере меняется в призабойной зоне нагнетательных скважин, далее оно практически постоянно по всей площади, охваченной вытеснением. Таким образом, про-

221

Рис. 2.85. Графики изменения концентраций углеводородов С, С, С, С, С, ,, % (молярная доля) в продукции эксплуатационных скважин по годам закачки сухого газа

а - 1-й вариант расчета СКВ. 158; б — 2-й вариант, скв. 129

исходит осушка призабойных зон скважин, через которые поступает в пласт вытесняющий агент вследствие интенсивного испарения промежуточных компонентов, а также фракции С5+ в неравновесную газовую фазу, и на определенном расстоянии от зоны закачки пластовый газ вытесняется практически равновесной газовой фазой.

На рис. 2.85, а, б показано изменение состава продукции в ближайших к нагнетательным эксплуатационных скважинах (158 и 129) соответственно в первом и втором варианте расчета по годам закачки сухого газа. Из приведенных графиков видно, что значительное увеличение доли метана, а также снижение содержания компонентов С2—С4 в отбираемой про-

222

Рис. 2.86. Показатели добычи промежуточных углеводородов С , по годам эксплуатации скважин в ходе закачки сухого газа:

а - 1-й вариант расчета; б - 2-й вариант; в - суммарная добыча (сплошная линия - 1-й вариант, штриховая - 2-Й вариант)

дукции скважин происходит через 1,5 года закачки в первом варианте расчета и через 2 года во втором, что говорит о прорыве закачиваемого агента к эксплуатационным скважинам. Прорыв газа закачки к периферийным скважинам происходит значительно позднее и определяется дебитами эксплуатационных скважин, их размещением на опытном участке и неоднородностью коллекторских свойств пласта.

При прокачке сухого газа средний состав продукции добывающих скважин практически не изменяется до момента закачки газа в объеме примерно 1,5 объемов пор зоны воздействия.

Добыча промежуточных (С2 — С4) и высококипящих (С5+) углеводородов по годам эксплуатации добывающих скважин для 1-го и 2-го вариантов расчета в ходе закачки сухого газа показана на рис. 2.86, 2.87. Объемы добычи углеводородов в первом и втором вариантах расчета практически пропорциональны объемам нагнетания вытесняющего агента и изменяются линейно в ходе закачки. Объемы добычи углеводородного сырья определяются, в первую очередь, дебитами самих скважин. Максимальная добыча

223

Рис. 2.87. Показатели добычи высококипящих углеводородов С5+ по годам эксплуатации скважин в ходе закачки сухого газа:

а — 1-й вариант расчета; б — 2-й вариант

углеводородов С2-С4 и С5+ наблюдается на скв. 129 в обоих вариантах расчета. Минимальные отборы этих углеводородов получены на скв. 195 в первом варианте расчета.

На рис. 2.86, , приведена суммарная добыча промежуточных углеводородов и фракции С5+ по годам закачки сухого газа. За десятилетний период добыча углеводородов С2_4 составит 2 млн т в первом варианте и около 1,5 млн т во втором варианте расчета. Добыча конденсата в первом варианте за этот же период закачки составит 350 тыс. т, а во втором варианте расчета - 300 тыс. т. Небольшие отличия в суммарной добыче углеводородного сырья в первом и втором варианте расчета за один и тот же период эксплуатации добывающих скважин объясняются разными коэффициентами охвата зоны воздействия. Полнота охвата зоны участка вытеснением к моменту прорыва на все добывающие скважины равна 0,5 во втором варианте и 0,8 в первом варианте расчета.

Закачка сухого газа позволяет продлить период доразработки опытного участка, сохранить в течение всего периода нагнетания значительные дебиты скважин по газу и по конденсату и существенно увеличить полноту отборов углеводородов из рассматриваемого участка пласта. Результаты математического моделирования процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом позволяют определить приведенный объем закачки сухого газа на промысле. В условиях реального пласта Вуктыльского ГКМ с учетом коэффициента охвата, определяемого неоднородностью пористой среды по разрезу и по площади, а также размещением сетки эксплуатационных скважин, приведенный объем закачиваемого газа не должен превышать 1,5 объемов пор обрабатываемой зоны.

Результаты аналитического исследования процесса доизвлечения пластовых углеводородов при закачке сухого газа использованы при оценке технологических и технико-экономических показателей эксплуатации опытного участка Вуктыльского месторождения.

224

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)