Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
341
движение контурных вод может усложняться из-за вертикального подтягивания подошвенной воды, по некоторым зонам связанного с трещиноватостью и закарстованностью, а также из-за растекания воды по наиболее дренируемым пластам в обводненных скважинах.
Принципиально возможно и целесообразно регулирование избирательного латерального продвижения воды в высокопроницаемых пластах небольшой толщины ее отбором.
C целью создания условий для возможности регулирования отработки отдельных объектов и избирательного продвижения пластовой воды предложена комбинированная система вскрытия эксплуатационных объектов с перекрытием продуктивной толщи эксплуатационной колонной и выборочной перфорацией.
Негативную роль в степени уменьшения вскрытия и дренирования объектов играют пробки, образующиеся при эксплуатации скважин как с открытым стволом, так и с закрытым забоем.
К основным видам осложнений при эксплуатации малоде-битных скважин относится их самопроизвольная остановка при работе в неустойчивом режиме, связанном со скоплением в стволах жидкости — воды, конденсата.
На ОГКМ наблюдается вынос из скважин окрашенного конденсата. Цвет конденсата варьирует от бесцветного до черного, включая следующие оттенки: светлый, светло-желтый, светловатый, желтый, темно-желтый, светло-коричневый, коричневый, темно-коричневый, темный. Как известно, на этом месторождении имеются промышленные нефтяные оторочки и непромышленные оторочки мозаичного типа. Кроме того, в продуктивной толще газовой залежи имеется остаточная нефть, рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ).
Важный момент — установление площадного распространения отдельных компонентов, а в случае большого этажа газоносности — распределение компонентов по разрезу.
Проведенные на ОГКМ в 1979—1981 гг. исследования позволили выявить дифференциацию состава газа и газоконден-сатной характеристики по объектам [6].
Переработка газов сложного состава предъявляет повышенные требования к объемам и качеству сырья, поставляемого на газоперерабатывающие заводы. Это требует разработки методов прогнозирования, контроля и регулирования текущей концентрации компонентов в добываемом сырье и степени их извлечения.
342
Расчеты, проведенные по ОГКМ, показывают, что изменение содержания отдельных компонентов в газе, добываемом по зонам различных УКПГ, происходит практически синхронно. Это означает, что начальное различие в составе газа по зонам УКПГ примерно сохраняется и в процессе разработки.
Концентрация отдельных компонентов в добываемом газе может изменяться также вследствие перетоков газа, площадных и скважинных. Их влияние особенно заметно в первый период разработки месторождения, когда пластовое давление заметно дифференцировано по площади из-за неодновременного ввода в эксплуатацию УКПГ. В процессе разработки месторождения масштабы площадных перетоков газа будут уменьшаться вследствие стабилизации зон отбора.
При разработке газоконденсатных месторождений на истощение довольно высокие суммарные коэффициенты извлечения можно получить для легкокипящих газообразных компонентов: метана, этана, пропана, азота, H2S и СО2. Для условий ОГКМ при снижении пластового давления до 3,6 МПа потенциальный коэффициент извлечения из пласта указанных компонентов составляет 0,80 — 0,85. В то же время значительная часть компонентов остается в пласте в жидкой фазе. Так, компонентоотдача бутанов составляет 0,75 — 0,77, а легкокипящих меркаптанов — 0,66 — 0,74. Еще более резко изменяется компонентоотдача отдельных фракций конденсата (от 0,53 до 0,14). После давления начала конденсации все фракции конденсата начинают интенсивно переходить в жидкую фазу. Поэтому в режиме истощения невозможно обеспечить одновременно поставки на ГПЗ постоянного объема газа, конденсата и сероводорода. Необходимо также вводить термин "покомпонентный дебит".
Астраханское месторождение (АГКМ) — первое в нашей стране месторождение, в котором объемное содержание метана около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации 38— 40 МПа. Среднее содержание конденсата 260 г/м3, пластовая температура 11 0 °С.
Основные проблемы разработки Астраханского месторождения связаны с большой глубиной залегания (более 4000 м), аномально высоким пластовым давлением (около 63 МПа), неупругим характером деформирования пласта-коллектора, сложным составом природного газа, содержащего значительное количество неуглеводородных коррозионно-
343
активных компонентов (до 25% H2S и 16% СО2), повышенным содержанием конденсата (260 г/м3).
Отечественная газовая промышленность сталкивается впервые с таким типом высокосернистого месторождения, приуроченного к низкопроницаемым коллекторам.
Проблема переработки высокосернистого газа усложняется наличием в газе высокой концентрации СО2, серооргани-ческих соединений (меркаптаны, CОS, CS2 и т.д.), тяжелых углеводородов.
Особого внимания требуют низкопроницаемые коллекторы АГКМ, для которых необходимо разрабатывать новые физико-химические методы воздействия на призабойную зону и пласт в целом. Следует отметить, что на первом этапе карбонатный коллектор АГКМ достаточно хорошо реагирует на массированные спиртокислотные обработки, позволяющие снизить рабочие депрессии на пласт.
