УВЕЛИЧЕНИЕ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТА ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕШКЕНТ

АННОТАЦИЯ

В работе приводятся результаты анализа возможности увеличения коэффициента извлечения конденсата (Кик) в пласте с относительно большим содержанием конденсата путем применения горизонтальных скважин в пластовых условиях газоносных регионов Узбекистана. Увеличение конденсатоотдачи пласта достигается снижением в горизонтальной скважине разности перепадов давления в системе пласт-забой с целью контроля за темпом выпадения конденсата в призабойной зоне.

ABSTRACT

The paper presents the analysis of the possibility of improving the gas-condensate recovery factor in a reservoir with high condensate content by using horizontal wells in the reservoir conditions of the gas-bearing regions of Uzbekistan. The increase in the condensate yield of the formation is achieved by reducing the pressure difference in the reservoirbottomhole system in a horizontal well in order to control the rate of condensation of C5+ components in the bottomhole zone.

Ключевые слова: выпадение, горизонтальный участок, коэффициент извлечения газового конденсата, депрессия на пласт, углеводороды, фрагмент залежи, зона дренирования, коэффициенты фильтрационного сопротивления, забой скважины.

Keywords: condensation, horizontal section, gas-condensate recovery factor, reservoir depression, hydrocarbons, reservoir fragment, drainage zone, filtration resistance coefficients, bottom hole.

Основные положения. Ключевыми параметрами в сохранении относительно большего содержания конденсата в газовой фазе является давление начала конденсации и давление максимальной конденсации [1]. При начальном пластовом давлении ниже давления начала конденсации при пуске первой же скважины в пласте начинает выпадать конденсат. Чем ниже снижается давление в пласте, пропорционально этому снижается потенциальное содержание конденсата в газе [2].

Интерес создает тенденция падения и конечного извлечения конденсата пластах с различным с большим содержанием конденсата в газе, в связи с чем в работе, в качестве объекта исследования возможности увеличения конденсатоотдачи применением горизонтальных скважин взято месторождение Бешкент. По начальному содержанию конденсата месторождение относится к группе высококонденсатных месторождений [3].

В частности, давление начала конденсации пластового газа газоконденсатного месторождения Бешкент принят равным начальному пластовому давлению 56,23 МПа (573,4 кгс/см²) при начальном содержании конденсата 209 г/м³. Давление максимальной конденсации газа месторождения Бешкент определено на уровне 6,96 МПа (71 кгс/см²) при минимальном содержании конденсата в газе 139,87 г/м³.

Замедление темпа падения давления может быть достигнуто разработкой с поддержанием пластового давления - закачкой сухого газа в пласт, причем закачку необходимо проводить с момента начала разработки месторождения с целью исключения максимальных потерь конденсата [4]. Другим вариантом увеличения конденсатоотдачи, с технологической точки зрения, может служить уменьшение депрессии на пласт с сохранением текущих дебитов скважин. Уменьшение депрессии на пласт обеспечивает большие значения забойного давления, что уменьшает количество выпадающего конденсата в зоне дренирования газа скважиной.

Целью настоящей работы послужило изучение и обоснование возможности увеличения коэффициента конденсатоотдачи применением горизонтальной скважины. Она должна решить задачи, с технологической точки зрения, выбора режима эксплуатации скважины с точки зрения минимизации потерь конденсата в зоне дренирования газа скважиной [5].

Метод. Для определения основных показателей разработки приближенным методом совместно решаются четыре аналитических уравнения по аналогии с [6]:

• уравнение материального баланса при истощении газовой залежи, когда нет влияния на газоносный горизонт подпирающих пластовых вод:

,                                                                              (1)

где   и  – соответственно начальное и текущее значения пластового давления, Па;

 и  – начальные и текущие значения коэффициента сверхсжимаемости газа;

 – накопленная добыча за рассматриваемый период времени, м³;

 – геологические запасы рассматриваемого участка или всей газонасыщенной залежи, м³.

В случае составления материального баланса относительно одной скважине, дренирующей зону, ограниченной радиусом контура дренирования и длиной фрагмента залежи, объемным методом определяются удельные дренируемые запасы одной вертикальной (2) и горизонтальной (3) скважиной по следующим формулам [7]:

                                                                      (2)

                                                                (3)

где   – радиус зоны дренирования скважиной, м;

 – длина вдоль ствола фрагмента залежи дренируемой горизонтальной скважиной, м;

 - эффективная газонасыщенная толщина, м;

m – коэффициент открытой пористости пласта,

 – газонасыщенность пласта,

 и  – соответственно пластовое и атмосферное давления, Па;

 и  – соответственно пластовая и стандартная температуры,

К,  – коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях.

• уравнение притока газа к забою газовой скважины, связывающее пластовые характеристики залежи с технологическим режимом, задаваемым проектировщиком [8]:

                                                                        (4)

где  Р – среднее пластовое давление в залежи,

МПа; Р_з – забойное давление, МПа;

a и b – средние коэффициенты фильтрационного сопротивления, МПа²×сут/тыс.м³ и (МПа×сут/тыс.м³)²;

Q_ct – суточный дебит средней скважины в t-ом году разработки, тыс.м³/сут.

Особенностью расчета по прогнозу показателей разработки вертикальными горизонтальными скважинами является то, что коэффициенты фильтрационного сопротивления в вертикальной а_вер и b_вер и горизонтальной a_гор и b_гор отличаются и по формуле (4) дебиты вертикальной и горизонтальной скважин определяются в отдельности. В частности, за коэффициенты фильтрационного сопротивления в случае с вертикальными скважинами взяты результаты исследования скважин месторождения Бешкент. Величины a_гор и b_гор для скважин месторождений получены путем пересчета из данных исследования вертикальных скважин.

Значение разности пластового и забойного давлений при разработке горизонтальными скважинами в расчётах определены расчётным путем, как функция от требуемой производительности при известных термобарических параметрах пласта и коэффициентах фильтрационного сопротивления.

• уравнение, связывающее годовые отборы со среднесуточным дебитом и числом скважин [9]:

                                                                         (5)

где  Q_t – добыча газа в t-ом году разработки, млрд.м³;

Q_ct – дебит средней скважины в t-ом году разработки, тыс.м³/сут;

К_р – коэффициент резерва скважин; К_э – коэффициент эксплуатации скважин.

Еще одним из основных показателей разработки газоконденсатного месторождения являются годовые отборы конденсата  (кг), которые, прежде всего зависят от потенциального содержания конденсата в газе  (г/м³), а также от годовых отборов пластового газа:

                                                                                (6)

Потенциальное содержание конденсата в газе  является показателем, зависящим от давления. Данная зависимость определена газоконденсатными (лабораторными) исследованиями и подтверждена фактическими отборами газа и конденсата по годам [10].

Так для расчета показателей разработки, на основе данных истории разработки месторождения Бешкент построена динамика потенциального содержания газа (рисунок 1) и путем аппроксимации зависимости  от давления получены эмпирическая зависимость [11]:

• для пластового газа месторождения Бешкент:

 ,                                 (7)

где   – потенциальное содержание конденсата в пласте, г/м³;

Р_пл – пластовое давление, МПа.

Эмпирическая зависимость (7) послужила основой для прогнозирования динамики содержания конденсата в газе в расчетах разработки газоконденсатного месторождения Бешкент вертикальными и горизонтальными скважинами.

Оценка применения горизонтальных скважин в пласте месторождения Бешкент. Газоконденсатная залежь месторождения относится к Бешкент-Акназарской группе месторождений Бухаро-Хивинского нефтегазоконденсатного региона, с начальным потенциальным содержанием конденсата в газе 209 г/³, где 92,7% запасов месторождения (залежей) залегают в верхнеюрских отложениях J₃ в глубинах 2500-2800 метров [12].

Пластовый газ месторождения Бешкент имеет в составе кислых компонентов, содержание углекислого газа более 3% от объёма, сероводорода в составе меньше 0,1% от объёма газовой смеси [13].

Если учесть, что в системе пласт-забой призабойной зоне приходится минимальное значение давления, то именно в околоскважинной зоне интенсивно выпадает конденсат, при этом ухудшая фильтрационные свойства пластах [14]. В целях минимизации потерь конденсата предложено уменьшить депрессию на пласт при сохранении или даже увеличении темпов годовых отборов. Такого рода двойного эффекта можно добиться увеличением, в горизонтальном направлении длины скважины и, соответственно, увеличением зоны дренирования.

Расчётно-аналитические работы были направлены на обоснование значений длины горизонтального участка и депрессии на пласт и режима эксплуатации, обеспечивающие эффект от применения горизонтальной скважины - прирост извлечения конденсата. Проводились они в нескольких вариациях разработки залежи проектной горизонтальной скважиной в сравнении с базовым вариантом (таблица 1).

В качестве базового варианта выбрана динамика добычи газа при разработке фактической вертикальной скважиной. Для сравнительного анализа рассматривается первые 13 лет разработки месторождения до падения пластового давления до 5,5 МПа, обеспечивающее бескомпрессорную внутрипромысловую транспортировку добываемого газа. Депрессия на пласт за весь период разработки принималась равной 2,0 МПа. Радиус зоны дренирования к вертикальной скважине принят равным 500 метров.

Рисунок 1. Динамика основных показателей разработки газоконденсатной залежи вертикальной скважины

Критериями первого варианта разработки залежи месторождения горизонтальной скважиной являются следующие:

• установлена задача достижения тех же удельных запасов и коэффициента извлечения газа, а соответственно накопленной добычи газа, как при первом варианте разработки вертикальной скважиной;
• длина горизонтального участка определена исходя из требуемых удельных запасов при том же радиусе дренирования 500 метров;
• необходимо обеспечить те же суточные, как в базовом варианте, дебиты горизонтальной скважины равные дебитам вертикальной скважины за весь период разработки. Исходя из этого депрессия на пласт при разработке горизонтальной скважиной определена как функция от дебита по годам;
• содержание конденсата в пластовом газе взято как функция от давления в забое, где выпадает наибольшее количество конденсата.

Критериями второго варианта разработки являются следующие:

• предполагает достижения базового значения К_иг=0,87, но с удельными запасами газа в объёме 1443 млн.м³ и конденсата в количестве 300,24 тыс.тонн (что на 27,3% больше объема по базовому варианту). Увеличению удельных дренируемых запасов достигается удлинением горизонтального участка до 500 метров. При этом длина зоны дренируемой горизонтальной скважиной составляет 1000 метров;
• для обеспечения газоотдачи, соответственно таких же долей дренируемых запасов, как и в предыдущих вариантах годовые отборы, соответственно среднесуточные дебиты должны быть увеличены. В такой постановке задачи также депрессия на пласт оказывается функцией, зависимой от требуемых годовых отборов.

Критериями третьего варианта разработки горизонтальной скважиной являются следующие:

• длина горизонтального участка принята 1000 метров, при этом длина фрагмента, дренируемой горизонтальной скважиной составила 1500 метров. Объем удельных запасов, дренируемых скважиной, составил 2165 млн.м³ газа и 450,35 тыс.тонн конденсата;
• рассматривался период разработки до снижения пластового давления до 5,5 МПа. При этом ставилась задача достижения газоотдачи и конденсатоотдачи, больше чем в предыдущих вариантах разработки. Ограничение пластового давления до 5,5 МПа связано с требованиями на давление газа на входе в головное сооружение.

Таблица 1.

Критерии и основные показатели вариантов разработки газоконденсатной залежи месторождения Бешкент

Анализ результатов расчётов свидетельствуют о том, что разработка газоконденсатной залежи горизонтальной скважиной с низкой депрессией на пласт (относительно вертикального) даёт прирост конечного коэффициента извлечения конденсата (варианты 3 и 4, таблица 1).

Путем постепенного снижения разности давлений в системе пласт-забой в годы разработки при длине горизонтального участка 1000 метров удается одновременно увеличить долю извлекаемого газа и конденсата, а также сократить сроки эксплуатации скважины до 8 лет (таблица 1).

Технико-экономический анализ разработки на примере пластовых условий газоконденсатного месторождения Бешкент сводился к определению оптимальной длины горизонтального участка скважины, обеспечивающей максимальную эффективность от ее эксплуатации при имеющихся на сегодня ценах реализации газа и конденсата, и капитальных затратах на строительство вертикальных и горизонтальных скважин [15].

Доходы предприятий составляют поступления от продажи природного газа и газового конденсата по цене реализации на внутренний рынок – 38 долл. США за тыс.м³ газа и 450 долл. США за тонну конденсата. Объемов экспорта товарной продукции в предприятиях не имеется.

Особенностью экономической оценки возможности увеличения конденсатоотдачи пласта является следующее:

1. Вариантах разработки залежей приняты фиксированные длины горизонтального участка. В частности, для месторождений Бешкент длины горизонтальной части скважины по 3-м вариантам составили 284, 500 и 1000 метров.

2. С учетом настоящих длин и радиуса зоны дренирования определены удельные дренируемые запасы одной вертикальной и горизонтальной скважиной, соответственно, средства, выручаемые от продажи суммарного объема газа за весь период эксплуатации скважины.

3. В качестве показателя эффективности применения горизонтальной скважины взят показатель абсолютной эффективности Э_абс,(отношение прироста прибыли к капитальным затратам).

Также определен показатель относительной эффективности Z (отношение темпа роста дебита к росту капитальных затрат), при этом вместо относительного темпа роста дебита определен относительный темп роста удельных дренируемых запасов:

                                                               (8)

где   – извлекаемые запасы газа одной горизонтальной скважиной за весь период добычи, м³;

 – извлекаемые запасы газа одной вертикальной скважиной за весь период добычи, м³.

Результаты технико-экономической оценки применения горизонтальных скважины приведены в таблице 2.

Таблица 2.

Оценка экономической эффективности разработки газоконденсатной залежи Бешкент горизонтальной скважиной

По динамике доходов, получаемых от реализации газа и конденсата во всех вариантах можно заметить, что в среднем 66% доходов составляют поступления от реализации газового конденсата (таблица 2). Учитывая соотношение доли доходов от реализации газа и конденсата практически 1:2 (один к двум), можно заключить, что увеличение конденсатоотдачи пласта, в залежах с высоким содержанием конденсата, применением горизонтальной скважины положительно и достаточно заметно сказывается на доходах недропользователя.

Рисунок 2. Динамика показателя эффективности применения горизонтальной скважины в залежи месторождения Бешкент

Для обоснования оптимальной длины горизонтального ствола, способствующей увеличению конденсатоотдачи и прибыли, построен график зависимости показателя эффективности Z от длины горизонтального участка скважины (рисунок 2). По графику определена минимальная длина горизонтального ствола, соответствующая значению Z=1, где эксплуатация горизонтальной скважины является эффективнее вертикальной, и составила 475 метров.

Вышеуказанная длина определена при нынешних ценах строительства горизонтальной части скважины 200 тыс.долл. США. В работе также для изучения влияния цен строительства скважины на эффективную длину горизонтального участка проведены расчеты при ценах 250, 300 и 350 тыс.долл. США за 100 метров горизонтального участка скважины, при которых минимальные длины горизонтального участка, обеспечивающие эффективность над вертикальной скважиной, составили 590, 780 и 990 метров соответственно (рисунок 2).

Для определения диапазона эффективных длин, а также технико-экономически оптимальной длины определена зависимость приведенной абсолютной эффективности (отношения абсолютной эффективности к длине горизонтального участка) от длины горизонтального участка скважины, которая по сути показывает получаемый эффект от каждого метра ствола скважины. График свидетельствует о наличия зон больших эффективностей при длинах от 510 до 730 метров, а также максимальный эффект от каждого погонного метра при длине 615 метров (рисунок 3).

Рисунок 3. График зависимости приведенной абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины в залежи Бешкент

При имеющихся ценах на строительство горизонтального участка 200 тыс.долл. США определены, для залежи газоконденсатного месторождения Бешкент, диапазон допустимых длин горизонтального участка скважины от 475 метров и выше, в том числе от 510 до 730 метров, где достигается высокая эффективность, а также с оптимальной с технико-экономической точки зрения длина 615 метров с максимальным эффектом от применения горизонтальной скважины. Предельная максимальная цена на строительство 100 метров длины, при которой применение горизонтальной скважины до 1000 метров дает положительный эффект и составила 350 тыс.дол. США.

Заключение. Расчет параметров разработки в обоих пластовых условиях показывает увеличение конденсатоотдачи пласта к концу рассматриваемого периода. Увеличение коэффициента извлечения конденсата в различных вариантах варьируется от 1,8 до 5,2% по месторождению Бешкент, что в целом говорит о возможности увеличения конденсатоотдачи применением горизонтальных скважин.

Для залежи месторождения Бешкент определен диапазон допустимых длин горизонтального участка скважины от 475 метров и выше, в том числе от 510 до 730 метров с высокими значениями эффективности, оптимальная с технико-экономической точки зрения длина 615 метров.

Разработанная методика расчета, апробированная на примере залежи месторождения Бешкент, позволяет технологически и экономически оценить эффективность применения горизонтальных скважин и обосновать оптимальные значения длин горизонтального ствола, исходя из пластовых условий, при имеющихся ценах реализации пластового флюида и затратах на строительство скважин.

Список литературы:

1. Лапшин В.И. и др. Газоконденсатные характеристики углеводородных флюидов нефтегазоконденсатных залежей (начальное определение и корректировки в процессе разработки) / Лапшин В.И., Волков А.Н., Константинов А.А. // Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ, №4 (20) – 2014. – с. 119-126
2. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа – Москва: Изд. «Грааль», 2002. – 579 с.
3. Гриценко А.И. и др. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. – М.: Недра, 1995. – 432 с.
4. Катц Д.Л. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / Вери Дж.А., Еленбаас Дж.Р., Катц Д.Л., Кобаяши Р., Корнелл Д., Поеттманн Ф.Х., Уайнауг Ч.Ф. – Москва: Недра, 1965 г., 676 стр.
5. Ахмедов и др. О состоянии изученности применения сайклинг-процесса в Узбекистане и за рубежом / Ахмедов М.М., Акрамов Б.Ш., Илешова В.О. // Республиканский научно-технический журнал ИННОВАЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ, №3(4) 2021 – с. 98-103
6. Акрамов Б. Ш., Ахмедов М. М., Ахмедов М. М. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2022. – №. 1-2. – С. 64-68.
7. Хайитов О.Г. и др. Пути повышения эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе уточнения начальных и остаточных запасов различными методами / Хайитов О.Г., Акрамов Б.Ш., Гафуров Ш.О., Нуриддинов Ж.Ф. // Сборник научных трудов ΛΌГOΣ. Vol.1 (2020): – Amsterdam. с.81-85. [Режим доступа]: https://doi.org/10.36074/11.12.2020.v6.23
8. Брискман, А.А., Иванов, А.К. и др. Добыча и транспорт газа. Брискман А.А., Иванов А.К., Козлов А.Л., Минский Е.М., Палта Р.С., Раабен В.Н., Ходанович И.Е., Шахназаров М.Х. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, Москва, 1955 г., 553 стр.
9. Алиев З.С., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов. // Учебное пособие для ВУЗов. – М.:МАКС Пресс, 2011. -340 с.
10. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта // Учебник. Изд.2, перераб. М.: «Недра», 1971, стр. 312.
11. Хайитов О.Г. и др. О нефтегазоносности Бешкентского прогиба / Хайитов О.Г., Акрамов Б.Ш., Умирзоков А.А., Гафуров Ш.О., Усмонов К.М., Бекматов Н.У. // Сборник научных трудов ΛΌГOΣ. Vol.1 (2021): – Cambridge. с.175-179. [Режим доступа]: https://doi.org/10.36074/logos-19.03.2021.v4.57
12. Проект разработки газоконденсатных месторождений Бешкент, Камаши». ОАО "O’ZLITINEFTGAZ", АК «Узбекнефтегаз», 2011 г., 241 с.
13. Ахмедов М.М., Акрамов Б.Ш. О возможности применения горизонтальной скважины для увеличения конденсатоотдачи пласта // Universum: Технические науки: Электрон. научн. журн. 2020. № 6(75). 75-79 с. URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/9714
14. Лапшин В.И. и др. Фазовые превращения нефтегазоконденсатных систем / Лапшин В.И., Волков А.Н., Константинов А.А. // Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ, №2(18) – 2014. – с. 120-128.
15. Ахмедов, М. М. Расчет технико-экономических показателей эксплуатации горизонтальной газовой скважины / М. М. Ахмедов, Б. Ш. Акрамов // Технические науки: проблемы и решения: Сборник статей по материалам LXII международной научно-практической конференции, Москва, 15 июля 2022 года. Том 7 (57). – Москва: Общество с ограниченной ответственностью "Интернаука", 2022. – С. 25-33. – DOI 10.32743/2587862X.2022.7.57.343659. – EDN VXRQCL.