Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Вуктыльское 80,4 9,3 2,7 1 ,21 7,52 5,4 0,17 — 2,9
Оренбург-
ское:
объект I 83,1 4,3 1,5 0,59 1,83 2,7 2,4 4,4 2,2
объект III 83,7 4,4 1,5 0,75 1,83 6,6 1,3 1,7 2,2
Карачаганак-
ское:
объект I 73,8 5,4 2,6 1 ,37 7,05 0,71 5,28 3,36 3,1
объект II 69,3 6,16 3,34 1 ,34 8,87 0,90 6,24 3,46 3,3
Астраханское 52,83 2,12 0,82 0,53 3,91 0,40 13,96 25,37 2,0
(скв. 32-А)
Тенгизское 42,23 8,47 5,21 3,34 21,17 0,78 2,60 16,20 1,3
(нефтяное)
В газовой промышленности происходит переломный момент, связанный с подходом к разработке газоконденсатних месторождений. Переход на большие глубины приводит к появлению газоконденсатных месторождений со значительными ресурсами жидких углеводородов. При наличии крупных газовых месторождений и определенного дефицита в жидких углеводородах появилась необходимость и возможность планирования разработки ресурсов конденсата независимо от добычи газа. Впервые этот тезис был отражен в работе [1].
До последнего времени основой по конкретным месторождениям и регионам служила добыча газа, а добыча конденсата являлась производной. Все вводимые в эксплуатацию газоконденсатные месторождения (за исключением небольшого Hово-Троицкого в Днепровско-Донецкой впадине) разрабатывались на режиме естественного истощения. При этом динамика добычи конденсата характеризовалась быстрым
337
выходом на максимальный объем с последующим резким снижением.
Такой подход складывался исторически исходя из того, что в газовых ресурсах долгое время доминировали легкие углеводороды, в основном метан, доля которого доходила до 95 % и более, а потребность в жидких углеводородах практически полностью покрывала нефтяная промышленность.
В последние годы открыты месторождения, при разработке которых основную роль будут играть добыча и поставка не газа, а других более ценных компонентов. Так, в газе Астраханского месторождения доля метана составляет около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %, в том числе почти 25 % сероводорода.
В пластовом сырье Карачаганакского месторождения доля метана составляет 70 %, а содержание тяжелых углеводородов C5+ достигает 800 г/м3.
Эти месторождения следует рассматривать как ресурсы полиминерального сырья, при разработке которых необходимо обеспечить максимальное извлечение и использование всех ценных компонентов, так как в составе сырья практически нет пригодных для использования в народном хозяйстве компонентов.
Освоение сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений потребовало создания принципиально новых концепций проектирования разработки таких месторождений [2].
Крупный газохимический комплекс проектируется на срок эксплуатации не менее 30 лет после выхода на проектную мощность; желательно также, чтобы состав поставляемого на переработку сырья претерпевал минимальные изменения во времени.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение даже при достаточно длительном периоде постоянной добычи по газу сопровождается примерным постоянством выхода таких компонентов, как, например, сероводород и этан, и практически полным отсутствием периода стабильной добычи конденсата. Кроме того, существенные изменения претерпевает и состав добываемого конденсата за счет выпадения в пласте тяжелых углеводородов.
В этом случае проектные мощности по переработке конденсата оказываются недогруженными и их недоиспользование возрастает во времени, особенно если речь идет о крупном месторождении, а перспективы региона ограничены по ресурсам жидких углеводородов. Причем чем выше начальное
338
содержание конденсата в газе, тем более резкий темп падения добычи конденсата, тем больше недогрузка оборудования.
Надо учитывать, что затраты на современный газохимический комплекс составляют несколько миллиардов долларов. В этих условиях обеспечение проектных загрузок комплекса — одна из первостепенных задач. Постоянную добычу конденсата в течение определенного периода можно обеспечить только в случае разработки месторождений с поддержанием пластового давления.
Разработка на истощение характеризуется в основном низкими коэффициентами конденсатоотдачи. Если коэффициент газоотдачи обычно составляет 0,7 — 0,9, то конденсато-отдача — 0,3 — 0,6. При повышении содержания конденсата коэффициент его извлечения уменьшается. На Вуктыльском месторождении с начальным содержанием конденсата 360 г/м3 коэффициент конденсатоотдачи оценивается в 0,33, при этом в пласте останется значительное количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу за счет ретроградной конденсации при разработке месторождения на истощение. Следует оценивать раздельно коэффициенты извлечения и использования полезных компонентов. Это в наибольшей степени относится к таким компонентам, как этан, CO2, гелий, конденсат.
Крупные газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата следует рассматривать как базовые по добыче жидких углеводородов — основного продукта. В этом случае можно провести аналогию с нефтяным месторождением с газовой шапкой, при разработке которого происходит временная консервация нефтяного газа, что не учитывается при определении экономической эффективности разработки месторождения с поддержанием давления.
