О возможности применения горизонтальной скважины для увеличения конденсатоотдачи пласта

Possibilities of application of horizontal well on improving gas-condensate recovery
Цитировать:
Акрамов Б.Ш., Ахмедов М.М. О возможности применения горизонтальной скважины для увеличения конденсатоотдачи пласта // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2020. № 6 (75). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/9714 (дата обращения: 05.10.2022).
Прочитать статью:

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. 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 qc5+) 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 (Киг) и газового конденсата (Кик) 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 Рпл.нач = 55,1 МПа при пластовой температуре Тпл=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

Компонент

Значение

Единица измерения

СН4

84.67

%

С2Н6

4.57

С3Н8

1.7

4Н10

0.8

4Н10

0.3

С5+в

4.01

N2

0.61

СO2

3.33

Н2S

0.04

Итого

100

%

Параметр

Значение

Единица измерения

Pкр

4,69

МПа

Tкр

220

К

ρст

0.952

кг/м3

ρотн

0.791

д.е.

µ,

0,015

мПа*с

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 Киг=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 Киг=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

Варианты разработки

Базовый (вертикальная скважина)

Вариант №1 (горизонтальная скважина)

Вариант №2 (горизонтальная скважина)

Вариант №3 (горизонтальная скважина)

Пояснение/
критерии

Киг=0,873

Кик=0,659

достижение базовых значений накопленной добычи и Киг

достижение базового значения Киг с увеличением дренируемых запасов

увеличение дренируемых запасов с одновременным увеличением Киг

и Кик

Длина горизонтального участка, м

-

284 м

(определена как функция от удельных дренируемых запасов, приравненных к запасам базового варианта)

500 м при длине фрагмента залежи (дренируемой скважиной) равной 1000 метров

1000 м при длине фрагмента залежи (дренируемой скважиной) 1500 метров

Удельные запасы газа/конденсата скважины, млн.м3/тыс.тонн

1133,1 млн.м3

235,68 тыс.т

1133,1 млн.м3

235,68 тыс.т

1443,4 млн.м3

300,23 тыс.т

2165,1 млн.м3

450,34 тыс.т

Накопленная добыча газа, млрд.м3

989,743

989,743

1 260,7

1 899,8

Накопленная добыча конденсата, тыс.тонн

157,7

159,5

207,4

320,2

Срок разработки, лет

13

13

13

8

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

 

Информация об авторах

канд. техн. наук, профессор отделения «Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений», старший преподаватель филиала Российского Государственного университета нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина в г. Ташкенте, Узбекистан, г. Ташкент

PhD, professor of the department of Oil, gas and gas condensate fields development, branch of the Russian State University of Oil and Gas (National Research University) named after I.M. Gubkin in Tashkent, Uzbekistan

старший преподаватель отделения разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений филиала Российского Государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина в городе Ташкент, Узбекистан, г. Ташкент

Senior lecturer of the department of development of oil, gas and gas condensate fields of the branch of the Russian federation university of oil and gas named after I.M. Gubkin in Tashkent, Tashkent, Uzbekistan

Журнал зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), регистрационный номер ЭЛ №ФС77-54434 от 17.06.2013
Учредитель журнала - ООО «МЦНО»
Главный редактор - Ахметов Сайранбек Махсутович.
Top