О возможности применения горизонтальной скважины для увеличения конденсатоотдачи пласта

АННОТАЦИЯ

В работе приводятся результаты анализа возможности увеличения коэффициента извлечения конденсата (К_ик) в пласте с относительно большим содержанием конденсата путем применения горизонтальных скважин в пластовых условиях газоносных регионов Узбекистана. Увеличения 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 reservoir-bottomhole 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.

Постановка проблемы. Известно, что газовый (нестабильный) конденсат - смесь компонентов преимущественно С₅₊ (насыщенные углеводороды, начиная с пентана и выше) и легких углеводородов (в малом количестве) является весьма дорогим веществом. Даже в нынешних условиях переизбытка предложения и низкого спроса не углеводородное сырье, связанных с карантинными мерами и затруднений в соглашениях стран-лидеров по добыче углеводородного сырья, приводящих к падению цен на сырье нефти и газа, стоимостью закупаемого Узбекистаном стабилизированного конденсата составляет более 500 долларов за тонну [5].

Конденсат является ценным продуктом как сырьевая жидкость. Он имеет широкую линейку продуктов его переработки таких, как бензин, керосин, масла, ароматические и углеводороды и это не весь список готовых продукций. При наличии благоприятных условий для широкой переработки, как в Узбекистане, он необходим при производстве товарной продукции с высокой добавленной стоимостью. В частности, на сегодня в Узбекистане работают два нефтеперерабатывающих завода с фактической загруженностью в среднем 38% при общей проектной мощностью 8,7 млн.тонн углеводородной жидкости. Годовой объем добытой нефти составляет ниже 900 тыс.тонн и не покрывает внутреннее потребление страны. Объем добываемого газового конденсата в год также находится на отметке ниже 1 млн.тонн.

Вместе с тем, в добыче газа тоже наблюдается темп падения из-за естественного истощения запасов залежей, что отражается и на падении объемов ежегодного добываемого газового конденсата. Вторым же фактором падения добычи конденсата является уменьшение потенциального содержания конденсата (параметра q_c5+) в газе в результате перехода тяжелых углеводородов в жидкой фазу в пласте – выпадением конденсата.

В этих условиях недостатки сырья, при наличии падения уровня добычи нефти и газа, становится еще актуальным выбор рациональной системы разработки и извлечения газа (К_иг) и газового конденсата (К_ик) с минимальными потерями дорогой составляющей пластовой продукции. Причем этот выбор имеет технологическую и техническую составляющую.

Анализ исследований и публикаций. В трудах [1], [3] приводится методика расчета распределения давления, дебита, обоснования длины горизонтального участка скважины, обеспечивающей увеличение добычи газа. Расчёт и обоснование фильтрационных свойств пласта при фильтрации газа к забою горизонтальной скважины описывается в работе [2]. В настоящих источниках к пластовому газу относится как к единому веществу и возможности увеличения конденсатоотдачи пласта в трудах [1], [2] и [3] не рассматриваются.

Известно, что эффект от мероприятий по увеличению конденсатоотдачи пласта напрямую связана с содержанием конденсата в пластовом газе и в залежах с низким содержанием С₅₊ эффект от мероприятий сводится к нулю.

Автором труда [4] отмечается, что Бухаро-Хивинский регион располагает газоконденсатными месторождениями, где содержание конденсата достигается 200 г/м³. Мероприятия по увеличению паров жидких углеводородов в составе газа находят свою актуальность именно в таких пластах с высоким содержанием конденсата.

Цель исследования. 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 пласте.

Изложение основного материала. В качестве изучаемого объекта выбрана газоконденсатная залежь Бешкент-Акназарской группы месторождений Бухаро-Хивинского нефтегазоконденсатного региона с начальным потенциальным содержанием конденсата в газе 208 г/м³, где 92,7% запасов месторождения (залежей) залегают в верхнеюрских отложениях J₃ в глубинах 2500-2800 метров.

Залежь месторождения массивная, не имеет тектонических нарушений по площади, по запасам относится к категории больших месторождений (более 30 млрд.м³), выделяется начальными термобарическими свойствами, начальное пластового давление по залежи составляет Р_пл.нач = 55,1 МПа при пластовой температуре Т_пл=390 К[4].

Пластовый газ имеет в составе кислых компонентов, содержание углекислого газа более 3% от объёма, сероводорода в составе меньше 0,1% от объёма газовой смеси (таблица 1).

Таблица 1.

Состав и некоторые свойства пластового газа изучаемого объекта

Источник: [4]

Результатами газоконденсатных исследований установлено, что давление начала конденсации пластового газа находится на отметке выше начального пластового давления 55,1 МПа, что вызовет выпадение конденсата в пласте с первого года при разработке залежи на истощение.

Если учесть, что в системе пласт-забой призабойной зоне приходится минимальное значение давления, то именно в около-скважинной зоне интенсивно выпадает конденсат, при этом ухудшая фильтрационные свойства пласта.

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, зоны дренирования скважины. В результате в забое поддерживается высокое значение давления, уменьшается дебит на погонный метр забоя, но за счёт увеличения длины зоны дренирования горизонтальной скважиной суточный дебит сохраняется или даже увеличивается.

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 2).

В качестве базового варианта выбрана динамика добычи газа фактической вертикальной скважиной до падения пластового давления до давления забрасывания (не менее 10% начального пластового давления), результаты которых приведены на рисунке 1.

Рисунок 1. Динамика основных показателей разработки газоконденсатной залежи вертикальной скважиной

Источник: собственные расчёты на основе данных [4]

Согласно результатам расчётов, к концу двадцатого года разработки пластового давление снизилось до 5,57 МПа (10,1% от начального значения 55,1 МПа), при этом содержание конденсата в газе уменьшилось до 137,7 г/м³ (66,2% от начального 208 г/м³). К концу разработки накопленная добыча газа вертикальной скважиной составила 989,743 млн.м³ (87,3% от начальных 1133,08 млн.м³ дренируемых скважиной запасов), конденсата – 157,7 тыс.тонн (66,9% от начальных 235,68 тыс.тонн удельных запасов).

Первый вариант разработки залежи горизонтальной скважиной предполагает достижение идентичных годовых отборов и соответственно конечного извлечения газа К_иг=0,87 полученных при разработке залежи вертикальной скважиной, при такой задаче длина горизонтального участка скважины подбирается исходя из дренируемых запасов газа. Так для охвата горизонтальной скважиной удельных запасов в объёме 1133,08 млн.м³ пластового газа длина горизонтального участка скважины должна составить 785 метров. За 13 лет разработки горизонтальной скважиной, согласно настоящему варианту накопленная добыча конденсата составила 159,6 (67,7% от начальных запасов), т.е. всего на 1,9 тыс.тонн больше, чем в базовом варианте.

Второй вариант разработки предполагает достижения базового значения К_иг=0,87, но с удельными запасами газа в объёме 1,443 млрд.м³ и конденсата в количестве 300,24 тыс.тонн (что на 27,3% больше объема по базовому варианту), дренируемыми горизонтальной скважиной с длиной фрагмента 1000 метров при тех же сроках разработки 13 лет. К концу разработки, когда давление пласта составило 5,2 МПа (9,4 от начального значения пластового давления), добыто 207,48 тыс.тонн газового конденсата, что составляет 69,1% начальных запасов конденсата.

Расчёты разработки горизонтальной скважиной по третьему варианту проводились при условиях увеличения коэффициента газа и конденсата. При длине фрагмента 1500 метров объем удельных запасов, дренируемых скважиной, составил 2,165 млрд.м³ газа и 450,35 тыс.тонн конденсата. За 8 лет разработки с убывающим темпом депрессии на пласт в диапазоне от 1 до 0,5 МПа суммарный отбор с залежи составил 1,899 млдрд.м³ пластового газа, в том числе 320,2 тыс тонн газового конденсата. Суммарное извлечение по пластовому газу и конденсату при этом составили 87,7% и 71,1% соответственно.

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. Причем при привлечении больших длинах охвата залежи горизонтальным участком эффект от горизонтального притока повышается за счёт увеличения и коэффициента газоотдачи и накопленной добычи (варианты 3 и 4, таблица 2). 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 2).

Таблица 2.

Критерии и основные показатели разработки газоконденсатной залежи горизонтальной скважиной

Источник: собственные расчёты на основе данных [4]

Выводы. По полученным результатам исследования можно сделать вывод, что к применению горизонтальной скважины, которая показывает эффект в первую очередь в увеличении зоны охвата пласта, можно подходить с точки зрения технологии увеличения извлекаемых запасов конденсата, даже в режиме разработки залежи на истощение. Последнее является наиболее актуальным в условиях Узбекистана, где в настоящее время наблюдается дефицит нефти и конденсата как сырьё переработки при имеющихся и простаивающихся мощностях нефтеперерабатывающих заводов, а темп падения годовой добычи газа в большинстве месторождений не позволяют применение мероприятий по поддержанию пластовой энергии.

Рисунок 2. Конечные показатели извлечения газа и конденсата по вариантам разработки

Источник: собственные расчёты на основе данных [4]

Список литературы:
1. Алиев З.С. Определение основных параметров горизонтальных скважин: Учебное пособие / З.С. Алиев, Е.М. Котлярова, Л.В. Самуйлова, Д.А. Мараков. - Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2012. - 228 с.
2. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев З.С., В.В. Шеремет. Москва: Недра, 1995. - 131 с.
3. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных газовых скважин: Учебное пособие / З.С. Алиев, Е.М. Котлярова. - Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, 2015.- 156с.
4. Махмудов Н.Н. Бухоро-Хива регионидаги нефтгазконденсат конларини сўнгги даврларида разведка қилиш ва ишлаш методологик асосларини яратиш. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.ing.uz/images/Biblioteka/Avtoreferat/Avtoreferat_Mahmudov_N.N.pdf
5. Цены на газовый конденсат по состоянию на дату 9 июня 2020 года. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:
https://tashkent.flagma.uz/ru/kondensat-gazovy-stabilny-o1791169.html