Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 [ 24 ] 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

оставался не только в защемленном состоянии. Подъем ГВК составил около 30 м.

Динамика добычи газа и конденсата приведена в табл. 1.21. На 01.09.87 из месторождения было извлечено 3948 млн. м газа и 1169 тыс.т конденсата. Суммарная добыча конденсата за период сайклинг-процесса составила 510,8 тыс.т, закачка сухого газа в пласт - 1443 млн.м.

Сравнение двух технологий - сайклинг-процесса и истощения - было проведено по добыче конденсата при условии одинаковой накопленной добычи. В табл. 1.21 приведены данные по дополнительной добыче конденсата при сайклинг-процессе по отношению к разработке залежи на истощение. Вариант истощения был рассчитан с найденными по истории разработки эффективными параметрами водоносного пласта.

Фактическое состояние фонда скважин на 01.09.87 было следующим:

экс плуатационные:

№ 10, 13, 16, 34, 37; № 4, 17,

действующие в ожидании ремонта нагнетательные: действующие в ожидании ремонта наблюдательные:

№ 6, 9, 12, 36, 42. Скв. 10, 16 работали

№ 30, 31, 33, 35, 38, 39; № 40,

с высоким содержанием конденсата

(375-

425 г/м). Это было обусловлено образованием "конденсатного вала" вблизи забоев этих скважин в результате продвижения контурных вод. Продукция СКВ. 34 в течение 1984- 1985 гг. постепенно осушалась (до 166 г/м). Во второй половине 1986 г. к ее забою также подошел "конденсатный вал", в связи с чем удельный выход конденсата повысился до 250 г/м. Более всего оказалась осушена продукция скв. 13: доля сухого газа составляла 79 %.

Подготовка газа для закачки в пласт осуществлялась методом низкотемпературной сепарации с охлаждением газа пропановой холодильной установкой. Газоконденсатная смесь из эксплуатационных скважин поступала на УКПГ, где в сепараторах первой ступени при давлении 12,5 МПа и

Таблица 1.21

Динамика добычи газа и конденсата по Новотроицкому ГКМ

температуре 298 К происходило отделение капельной жидкости от газа. После этого газ подавался в теплообменник, где охлаждался за счет холода, получаемого от пропановой холодильной установки и при давлении 10,5 - 11,0 МПа направлялся в низкотемпературный сепаратор второй ступени, где происходило разделение сконденсировавшейся жидкости и газа. Отсе-парированный газ при температуре 263 - 258 К и давлении 10,5-11,0 МПа содержал 30 - 32 г/м конденсата. С целью повышения извлечения конденсата технология низкотемпературной подготовки газа была дополнена абсорбцией в потоке. В качестве абсорбента был использован тяжелый конденсат I ступени сепарации. Это дало возможность дополнительно извлечь 10- 17 г/м конденсата из газа, закачиваемого в пласт.

Закачка газа в пласт осуществлялась тремя газомоторными компрессорами 10ГКНА 1/(100-12)-(200-275) производительностью 480-620 тыс. м/ сут. каждый, работающими параллельно. В процессе эксплуатации компрессорной станции был выявлен и устранен ряд факторов, снижающих работоспособность компрессоров: заменены втулки компрессорных цилиндров; изменена конструкция поршней и сальников штока; удвоена подача лубрикаторной смазки поршней, заменена запорная арматура обвязки компрессоров на импортную; установлены фторопластовые фильтры конструкции УкрНИИгаза на входе газа в компрессоры и на линиях нагнетания в скважины; изготовлено и установлено общестанционное загрузочное кольцо для обкатки компрессоров после ремонтов, предусмотрены дренаж для удаления жидкости из обвязки узла продувки всасывающего коллектора, а также буферных емкостей; произведен ремонт фундаментов и опор.

Экономическая оценка разработки Новотроицкого месторождения показывала высокую себестоимость добычи газа и конденсата. Однако опыт реализации проекта весьма ценен для газопромысловиков.

Анализ разработки Новотроицкого ГКМ позволил сделать следующие выводы.

1. Новотроицкое месторождение характеризуется сложным геологическим строением, выявленным в процессе осуществления сайклинг-процесса и существенно повлиявшим на первоначальные проектные решения. Для обеспечения разработки месторождения в режиме сайклинг-процесса необходимо было провести детальную разведку залежей как разведочными, так и опережающими эксплуатационными скважинами.

2. На месторождении сайклинг-процессу предшествовала разработка в режиме истощения. В условиях проявления водонапорного режима это привело к защемлению значительных количеств газа за фронтом вытеснения. Наиболее высокий технологический и экономический эффект мог быть получен при применении сайклинг-процесса без предварительного отбора газа.

3. При подготовке проекта необходимо предусматривать обвязку нагнетательных и эксплуатационных скважин по одной схеме - как на нагнетание, так и на отбор. Это позволит осуществлять оперативное регулирование разработки, очистку забоя скважин и т.д.

4. При проектировании установок подготовки газа для осуществления сайклинг-процесса в зависимости от конкретных условий и возможностей необходимо:

а) применять установки с низкотемпературной абсорбцией при давлении около 11,0 МПа;

б) использовать установки низкотемпературной сепарации при давлении максимальной конденсации 5,5 - 6,5 МПа с турбодетандером с последующим поджатием газа до давления 11,0 МПа компрессором, находящимся на одном валу с турбодетандером (наиболее экономичный вариант);

в) устанавливать перед компрессорной станцией фильтры для очистки газа от твердых примесей, а после компрессорной станции - маслоуловители для защиты нагнетательных скважин от масла, попадающего в газ при его компримировании.

5. Разработка Новотроицкого месторождения в режиме сайклинг-процесса при существовавших оптовых ценах предприятий на газ и конденсат являлась убыточной.

Для газоконденсатных месторождений, на которых планируется внедрение сайклинг-процесса, необходимо устанавливать льготные индивидуальные оптовые цены предприятий.

Автор настоящей работы полагает, что возможности сайклинг-процесса изучены и используются недостаточно. Это касается, например, области применения данной технологии при умеренных и низких пластовых давлениях, в частности, на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений, а также особенностей ее применения на месторождениях с разными составами пластовых углеводородных смесей.

В связи с этим были предприняты широкомасштабные теоретические и экспериментальные исследования.

Был изучен механизм и эффективность углеводородоотдачи при закачке в газоконденсатную залежь сухого газа на различных стадиях истощения пласта.

С использованием метода, основанного на концепции давления схождения, и уравнения состояния Пенга - Робинсона проведено математическое моделирование природной газоконденсатной системы. В качестве примера были взяты термобарические условия и состав углеводородной смеси, характерные для одного из месторождений Днепрово-Донецкой впадины (Западного свода Березовского газоконденсатного месторождения). Углеводородная система имела следующий начальный состав: С, - 81,2 %; С2 - 7,32 %; Сз - 3,13 %; С4 - 1,12 % и С5 - 6,14 %, углеводороды С5+ моделировались тремя фракциями: Ф, - 18 % (M„o = 107); Ф2 - 79 % (M„o = = 161) и Фз = 3 % (М„од = 237). Начальные пластовые давление и температура равнялись соответственно 51 МПа и ИЗ °С.

Были получены данные по динамике конденсатогазового фактора (КГФ) и насыщенности норового пространства жидкой фазой. Давление начала конденсации практически равняется начальному пластовому давлению. Начальный КГФ составляет 420 г/м. При давлении максимальной конденсации 7,7 МПа КГФ = 45 г/м. Максимальное значение насыщенности норового пространства жидкой фазой достигает 12 %. Коэффициент извлечения углеводородов С5+ при истощении до 2 МПа при данных пластовых термобарических условиях не превышает 32 %.

Процесс закачки в пласт сухого газа был рассмотрен при следующих пластовых давлениях: 22; 16; 7,7; 6 и 3 МПа. При давлениях 22 и 16 МПа система находится на ветви ретроградной конденсации (рис. 1.35, а). Давление максимальной конденсации составляет 7,7 МПа, и при давлениях 6 и 3 МПа система расположена на ветви прямого испарения. Конденсатогазовый фактор пластового флюида при давлениях 16 и 3 МПа одинаков.