Особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что при снижении давления ниже давления точки росы происходит ретроградная конденсация: выпадение тяжелых углеводородных компонентов в жидкую фазу.
В мировой практике эксплуатации газоконденсатных месторождений ретроградная конденсация является негативным явлением, так как может являться причиной таких негативных последствий как:
- Уменьшение относительной фазовой проницаемости для газа и, как следствие, снижение его дебита из-за образования конденсатных пробок в прискважинной зоне.
- Уменьшение коэффициента извлечения конденсата (КИК) вследствие его выпадения по площади всего месторождения и недостаточной подвижности.
На сегодняшний момент существует ряд способов решения негативных последствий выпадения конденсата в пласте, такие как:
- Гидродинамический разрыв пласта, а также солянои глинокислотные обработки прискважинной зоны пласта.
- Применение горизонтальных скважин, что позволяет увеличить эффективную площадь фильтрации флюида, а, следовательно, его дебит при меньшей депрессии на пласт.
- Ретроградное испарение выпавшего конденсата при закрытии скважины на некоторый промежуток времени.
- Закачка различных газообразных агентов или сайклинг-процесс. Данный метод применяется для поддержания пластового давления, или для увеличения КИК, когда конденсат уже выпал в пласте.
2й процесс может быть достигнут 2 методами: через процесс испарения тяжелых компонентов выпавшего конденсата сухим нагнетаемым газом (vaporing gas drive process) или методом достижения смешивающегося вытеснения закачкой жирного газа или СО2.
В этом случае необходимо определять минимальное давление смешивания (МДС). Постановка цели и задач Основная цель данной работы заключается в определении конденсатоотдачи пласта при закачке различных газообразных компонентов.
Задачи:
- Определение МДС закачиваемых газообразных агентов и моделирование нагнетания их во фрагмент залежи, используя гидродинамический симулятор Eclipse 300.
- Анализ численной дисперсии.
- Анализ полученных результатов и выявление наиболее эффективного нагнетаемого агента.
Основным методом определения МДС является опыт на тонкой трубке, описанный Витсоном и Хойером [2].
Основной проблемой при определении МДС является влияние численной дисперсии. В рамках данной работы был проведен расчет МДС для СН4, N2 и CO2. Результаты представлены на рис. 1-3.
Рис. 1. Определение МДС для СО2
Рис. 3. Определение МДС для N2
Из рисунков 1-3 видно, что МДС (точка перегиба кривой, обозначенная крестиком) для углекислого газа получилось 132 бар, для сухого газа и азота - 205 бар. Это говорит о том, закачка СО2 позволяет достичь смешивающегося вытеснения даже при давлении значительно ниже давления начала конденсации.
На рис. 4 наглядно представлен процесс возникновения смешивающегося вытеснения в тонкой трубке при закачке углекислого газа.
Рис. 4. Возникновение смешивающегося вытеснения в тонкой трубке при закачке СО2
Для оценки эффективности применения различных вытесняющих агентов было проведено гидродинамическое моделирования фрагмента 500х500х30 метров в симуляторе E300. Расчеты проводились на грубой сетке с размером ячейки 50х50х10 м. и на мелкой сетке с размером ячейки 5х5х10 м.
Рис. 5. Пример грубой сетки для проведения расчетов CO2
Таблица 1 Компонентный состав газа
Начальные условия: Тпл = 93.3 0С; ГКФ = 278,4 г/м3 ; Рпл = 192 атм.; Рн.к = 205 атм.
Рис. 6. Процесс вытеснения конденсата соответственно слева направо сухой газ, N2, CO2 для подробной сетки I
Как видно, при закачке сухого газа происходит процесс вытеснения газа через испарение.
На рисунке отчетливо представлены 3 зоны: зона выпавшего конденсата; переходная зона и зона остаточной конденсатонасыщенности. Похожая ситуация возникает и при закачке азота, однако переходная зона более обширная. Это говорит о том, что N2 обладает худшей испаряющей способностью. Другая ситуация возникает при закачке углекислого газа. Здесь мы видим четкую зону возникновения жидкой оторочки. Данный пример наглядно демонстрирует процесс возникновения смешивающего вытеснения.
Рис. 7. Распределение КИК для подробной сетки I
Рис. 8. Процесс вытеснения конденсата, соответственно, слева направо: сухой газ, N2, CO2 для грубой сетки II
Из рис. 8 видно, что процесс вытеснения конденсата сухим газом и азотом аналогичен тому процесс, что протекал и в подробной модели. Однако, при закачке углекислого газа не видно образования оторочки смешанного вытеснения. Это объясняется влиянием численной дисперсии. Значения КИК для разных агентов также отличны (рис. 9) из-за влияния численной дисперсии.
Также был выполнен расчет закачки оторочки сухого и углекислого газа с различными временными интервалами: 3, 6 и 9 месяцев соответственно (см. табл. 2)
Таблица 2
Результаты последовательной закачки СО2 и сухого газа в различные интервалы времени
Заключения и выводы
В заключение стоит сказать о плюсах и минусах каждого из нагнетаемых агентов:
- Углекислый газ показал наибольший коэффициент извлечения конденсата. Данный агент достаточно широко применяется в третичных методах повышения нефтеотдачи и конденсатоотдачи в США. Однако данный газ является причиной такого негативного последствия как коррозия. Источником данного агента обычно служат различные электростанции, где происходит улавливание этого компонента после сжигания природного углеводородного газа.
- Сухой газ показал хорошие результаты, однако он зачастую служит источником производства электрической энергии для местного потребления, компрессоров и т.д. Повысить эффективность использования сухого газа можно только за счет достижения смешивающегося вытеснения выше давления начала конденсации.
- Азот - менее сжимаемый газ, чем СО2 или сухой газ, по этой причине его требуется для вытеснения одного и того же объёма меньшее количество. Однако азот обладает менее эффективной испаряющей способностью по сравнению с сухим газом.
- В данной работе не было представлено техникоэкономическое обоснование полученных результатов, однако экономическая эффективность будет играть решающую роль при выборе закачки того или иного агента.
- Моделирование такого метода повышения конденсатоотдачи как сайклинг-процесс очень чувствительно к выбору шага по пространству. Другими словами снизить эффект численной дисперсии возможно только при уменьшении размеров ячейки модели.
Список литературы
1. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002.
2. Whitson, Hoier, Miscibility Variation in Compositionally Grading Reservoirs, 1998, SPE 49269.
3. Li Fan et all, Understanding Gas-condensate Reservoirs, Oilfield Review, winter 2005/2006.
Автор: А. Царенко, РГУ им. И.М. Губкина,
