Рибчич І.Й.,
Дячук В.В.,
Синюк Б.Б.,
Бікман Є.С.,
Світлицкий В.М.
(ДК „Укргазвидобування”, м. Київ, Україна)
ПЕРСПЕКТИВИ РОЗРОБКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ З ВИКОРИСТАННЯМ ТЕХНОЛОГІЙ
ПІДТРИМАННЯ ПЛАСТОВОГО ТИСКУ В УМОВАХ РОДОВИЩ УКРАЇНИ
Відкриття газоконденсатних родовищ з високим питомим вмістом конденсату (більше 200 г/м3) в пластовому газі та особливості їх газоконденсатних систем, які зумовлені інтенсивною конденсацією важких вуглеводнів у процесі зниження пластового тиску обумовлюють необхідність раціонального підходу щодо вибору оптимальної системи їх розробки з використанням технологій підтримання пластового тиску (ППТ: сайклінг-процес, закачка вуглеводневих і невуглеводневих газів, заводнення та інші).
Збільшення видобутку конденсату можна досягнути активною дією на пластову газоконденсатну суміш.
До основних параметрів, якими можна зменшити втрати конденсату, належать тиск, температура, компонентний склад пластового флюїду, фільтраційно-ємнісні властивості пласта та інше. Тому всі методи, які попереджають випадіння або знижують кількість ретроградного конденсату та збільшують його видобуток, базуються на штучній (вторинній) дії на пласт та флюїди, які його насичують.
Слід зазначити, якщо конденсат вже випав у пористому середовищі, об’єктом дії є двофазна газоконденсатна суміш. Крім того, умови цієї дії обмежені фізико-хімічними властивостями колектора і флюїдів, які його насичують.
Тому вибір технології розробки належить до класу оптимізаційних задач, під час вирішення яких необхідно враховувати геолого-фізичні особливості покладу і флюїдів, які його насичують, географічні, екологічні та ринкові умови.
Найвідомішими технологіями розробки газоконденсатних родовищ, які забезпечують високу вуглеводневіддачу, в порівнянні з виснаженням, є сайклінг-процес і заводнення.
Поряд із значною технологічною ефективністю перша технологія має основний недолік, який пов’язаний з консервацією запасів вуглеводневого газу на період рециркуляції газу. Недолік технології підтримання пластового тиску (ППТ) заводненням – ускладнення, які пов’язані із защемленням газу водою і ускладненнями при експлуатації глибоких свердловин, в які прорвалася вода. Тому доцільне використання технологій активної дії на поклад і газоконденсатну суміш яку він містить. Це, насамперед, створення умов для фільтрації вуглеводнів, які випадають в рідку фазу, повна або часткова заміна вуглеводневого газу на невуглеводневий, впровадження комбінованих технологій підтримання пластового тиску з закачкою газів та рідин, тощо. У процесі створення цих технологій важливим є забезпечення необхідним технологічним обладнанням.
Аналіз газоконденсатних характеристик ряду родовищ України показав, що для них характерні питомі втрати вуглеводнів С5+ на ділянці тиску з початку конденсації до тиску близького до максимальної конденсації 10 г/м3 . МПа і більше.
Досвід впровадження технології сайклінг-процесу на ГКР України (Тимофіївське, Котелевське) свідчить про його ефективність. Близько (40-50)% конденсату, який видобувався з 1994 р. і буде видобуватися до 2005 р. філією ДК “Укргазвидобування”, припадає на долю тільки Тимофіївського НГКР (гор. Т-1) і Котелевського ГКР (гор. С-5).
Слід відмітити, що додатковий річний видобуток конденсату при впровадженні сайклінг-процесу тільки в 1999-2001 рр. за різними оцінками на Тимофіївському та Котелевському родовищах, у порівнянні з варіантом виснаження, було збільшено на (20-40)%.
Перевищення ж відборів газу над закачкою привели до зниження пластових тисків нижче проектних більше як на 5,4 МПа по Тимофіївському і більше як на 10,8 МПа по Котелевському ГКР і, як наслідок, до додаткових втрат конденсату в пластових умовах по відношенню до його запасів відповідно близько (12-8)% по кожному з об’єктів.
Подальше зниження пластового тиску може суттєво знизити кінцеву вуглеводневіддачу і відповідно ефективність сайклінг-процесу.
Дослідження ефективності технології підтримання пластового тиску з використанням сайклінг-процесу від попереднього відбору газу до його початку дозволило зробити висновок про інтенсивне її зниження по мірі збільшення цих відборів. Так, ефективність сайклінг-процесу при попередньому до початку сайклінг-процесу відборі газу по Котелевському ГКР на рівні (14-26)% відповідно зменшується до (26-48)%. Тут, в якості базового рівня прийнято варіант сайклінг- процесу при пластовому тиску не нижче тиску початку конденсації. Це обумовлюється збільшенням втрат ретроградного конденсату внаслідок зниження пластового тиску з одного боку, і зменшенням поточних ресурсів пластового газу і конденсату, з другого боку. При цьому зменшення технологічної та економічної ефективності тим більше, чим крутіша газоконденсатна характеристика пластового газу. Нижче наведені основні результати впровадження сайклінг-процесу на Тимофіївському та Котелевському родовищах.
Основні результати впровадження сайклінг-процесу при розробці гор. Т-1 Тимофіївського НГКР
Поклад гор. Т-1 Тимофіївського НГКР – масивно-пластового типу, склепінний, з нафтовою облямівкою. Поверх газоносності досягає 108 м, товщина нафтової облямівки 15 м. За даними УкрНДІгазу початковий питомий вміст конденсату складає 451,8 г/м3 проти 318,42 г/м3 прийнятого за даними підприємства “Полтавнафтогазгеологія”.
Проектом УкрНДІгазу (1980 р.) передбачено впровадження сайклінг-процесу при тиску 39,2 МПа з об’ємами рециркуляції газу 1000 млн. м3 рік. Проектний фонд свердловин 19 од., в т.ч. 7 експлуатаційних, 7 нагнітальних і 5 нафтових. До 1986 р. поклад гор. Т-1 розроблявся на виснаження. Пластовий тиск при відборі 1438 млн.м3 знизився з початкового 44,7 МПа до 40 МПа. З 1986 р. відбори газу були припинені в зв’язку з підготовкою до сайклінг-процесу. З 1991 р. було розпочато сайклінг-процес. Об’єми закачки складали від 238,7 до 635,3 млн. м3 /рік. Всього за станом на початок 2003 р. в поклад гор. Т-1 було закачано 29,6% від запасів на початок сайклінг-процесу. Відповідно, сумарний відбір газу 42,0% від початкових запасів, в тому числі 34,3% в період сайклінг-процесу від його ресурсів на початок сайклінг-процесу. Видобуток конденсату склав 34,7% від його ресурсів. Коефіцієнт охоплення витісненням сирого газу сухим досяг 26%, що відповідає допроривному. Перевищення відборів газу над закачкою привели до зниження пластового тиску з проектного 39,2 МПа до поточного 33,1 МПа. Слід відмітити деякий прояв пружньо-водонапірного режиму, що підтверджується підйомом ГВК по окремим свердловинам, які розташовані в приконтурній частині. Загальні втрати конденсату в пластових умовах оцінюються в межах (43,9-48,6)% його початкових ресурсів, у тому числі за рахунок зниження пластового тиску нижче проектного – 19,4%. Фактичний загальний фонд свердловин склав 24 одиниці, в т.ч. 6 нагнітальних і 16 експлуатаційних. Середня продуктивність свердловини при робочих тисках 13,3-16,8 МПа складала 153-219 тис.м3/добу, приймальність при тиску нагнітання 34,3-37,8 МПа складала 311-511 тис. м3 /добу.
В цілому впровадження сайклінг-процесу в порівнянні з виснаженням забезпечує додатковий видобуток конденсату на рівні (14,4-21,8)% в рік. Всього за станом на початок 2003 р. за різними оцінками було додатково видобуто (2,3-4,0)% від початкових ресурсів вуглеводнів.
Очікуваний прогнозний видобуток конденсату при умові подальшого впровадження сайклінг-процесу може досягти (40-50)%.
Підготовка та компримування газу для закачки в пласт
Технологія закачки газу в пласт в даний момент здійснюється за наступною схемою: газ з експлуатаційних свердловин горизонту Т-1 після підготовки методом низькотемпературної сепарації (НТС) з тиском 5,0-5,5 МПа поступає на перший ступінь компримування в поршневий цеху низького тиску (10 МПа), який обладнано вісьмома газомоторними компресорами (ГМК) 10ГКНА1/55-125. Після компримування охолоджений газ поступає на вхід компресорного цеху високого тиску (40 МПа), який обладнано двома відцентровими газоперекачуючими агрегатами (ГПА) УКСП-16/500 з газотурбінним приводом, потужністю 16000 кВт кожний.
Сучасні режими роботи
В цеху низького тиску в роботі 4-5 ГМК 10ГКНА1/55-125 з тиском на вході 5,0-5,2 МПа та нагнітання 9,5-9,8 МПа з об’ємом перекачки 3-3,2 млн.м3/добу.
В цеху високого тиску в роботі ГПА УКСП-16/500 з тиском на вході 9,4-9,7 МПа і на виході 33-38 МПа.
Слід відмітити, що обидва цехи мають достатній запас моторесурсу (>70%) і в даний період мають високі показники надійності газоперекачуючого обладнання. Так, з травня 2001 року по квітень 2002 року коефіцієнт експлуатації ГПА високого тиску склав 90%.
При забезпеченні подачі на вхід УКСП-16/500 об’ємів газу рециркуляції до 4,5 млн. при тиску 10 МПа буде забезпечено одночасний сайклінг-процес по об’єктах Куличихінського (гор.Т-1) та Тимофіївського (гор.Т-1, В-16+В-17, С-7) НГКР.
Основні результати впровадження сайклінг-процесу при розробці гор. С-5 Котелевського ГКР
Поклад гор. С-5 Котелевського ГКР – масивно-пластового типу, склепінний. Уточнені запаси пластового газу за методом падіння пластового тиску склали (66,1-71,3)% від затверджених ДКЗ. Початковий питомий вміст конденсату складає 416,9 г/м3.
Проектом УкрНДІгазу (1979 р.) передбачено впровадження сайклінг-процесу при тиску 43,14 МПа з об’ємами рециркуляції газу 1000 млн. м3 рік. Проектний фонд свердловин 33 од., в т.ч. 17 експлуатаційних і 16 нагнітальних. До 1986 р. поклад гор. С-5 розроблявся на виснаження. Пластовий тиск при 15,1% від уточнених запасів газу знизився з початкового 50,68 МПа до 37,2 МПа. З 1986 р. видобуток газу було припинено в зв’язку з підготовкою до сайклінг-процесу. З 1993 р. розпочато сайклінг-процес, об’єми закачки складали від 241,3 до 541,8 млн. м3 /рік. Всього за станом на початок 2003 р. в поклад гор. С-5 було закачано 26,0% газу від його ресурсів на початок сайклінг-процесу. Сумарний відбір газу склав 41,7% від уточнених запасів, в тому числі 31,2% від його запасів на початок сайклінг-процесу. Видобуток конденсату склав 23,1%. Коефіцієнт охоплення витісненням сирого газу сухим досяг 25%. Перевищення відборів газу над закачкою привело до зниження пластового тиску з проектного 43,3 МПа до поточного 31,0 МПа. Слід відмітити деякий прояв пружньо-водонапірного режиму, що підтверджується підйомом ГВК по окремим свердловинам, які розташовані в приконтурній частині. Загальні втрати конденсату в пластових умовах (40,3-50,1)% його ресурсів, у тому числі за рахунок зниження пластового тиску нижче проектного – 25,9%. Фактичний загальний фонд свердловин склав 37 одиниць, в т.ч. 13 нагнітальних і 14 експлуатаційних. Середня продуктивність свердловини при робочих тисках 10-12,5 МПа складала 175-306 тис.м3/добу, приймальність при тиску нагнітання 38-39 МПа складала 380-650 тис. м3/добу. Річні об’єми закачки газу склали 241-541,8 млн. м3 /рік, видобутку – 267-683 млн.м3/рік.
В цілому впровадження сайклінг-процесу в порівнянні з виснаженням забезпечує додатковий видобуток конденсату на рівні (15,5-32,3)% в рік. Всього за станом на початок 2003 р. за різними оцінками було додатково (2,4-4,0)% початкових ресурсів вуглеводнів.
Очікуваний видобуток конденсату при умові подальшого впровадження сайклінг-процесу може досягти (30-35)% його запасів.
Підготовка та компримування газу для закачки в пласт
Технологія закачки газу в пласт в даний момент здійснюється за схемою НТС. Газ з експлуатаційних свердловин гор. С-5 поступає на первинний сепаратор С-0 (Рроб=12-13 МПа), і далі через теплообмінники “газ-газ” та дросель на сепаратори другого ступеня сепарації (Рроб=5,0 МПа) і, через ті ж теплообмінники “газ-газ” і додаткові шарові сепаратори з тиском 4,9-5,0 МПа на вхід шести поршневих газомоторних компресорів 10ГКНА 1/55-125 компресорного цеху низького тиску. Після компримування охолоджений в охолоджувачах повітряного тиску газ через два фільтри-сепаратори з робочим тиском 10 МПа поступає на вхід електропривідних компресорів 6ГМ40-16/100-420 цеху високого тиску (компресори Сумського машинобудівного підприємства ім. Фрунзе). Скомпримований до тиску 40 МПа газ через нагнітальну гребінку закачується в нагнітальні свердловини.
На протязі 2000-2002 рр. при чотирьох робочих ГПА в цеху низького тиску та одному в цеху високого тиску закачка газу складала 2,23-2,28 млн.м3 /добу.
При цьому тиск нагнітання коливався в межах 29,7-37,0 МПа.
Стабільну роботу нагнітальної компресорної станції можна забезпечити регулюванням видобутку газу.
Для виходу на проектний режим закачки газу в пласт (4 млн. м3/добу) необхідно забезпечити одночасну роботу двох компресорів 6ГМ40-16/100-420 та відповідну (4 млн. м3/добу) продуктивність цеху низького тиску при умові компримування газу з 5,0 до 10,0 МПа, що на даний момент неможливо здійснити через нестачу відповідних потужностей.
Тому рекомендовано розширення компресорного цеху низького тиску. З метою збільшення об’ємів рециркуляції газу покладу гор. С-5 Котелевського ГКР доцільно понизити робочі тиски експлуатаційних свердловин, розширити потужності цеху низького тиску та відновити фонд діючих експлуатаційних та нагнітальних свердловин.
Слід зазначити, що в Україні є перспективи впровадження технологій ППТ на родовищах з запасами газу переважно до 3 млрд.м3 і високими початковими пластовими тисками (більше 50 МПа) (рис.З), що обумовлює потреби газовидобувних підприємств в обладнанні невеликої продуктивності на високі робочі тиски до 40 – 50 МПа.
Найбільш технологічні способи підтримання пластового тиску (ППТ) відрізняються оптимальним ресурсозбереженням.
Ефективність розробки газоконденсатних покладів з використанням сайклінг-процесу суттєво знижується у зв’язку з консервацією запасів газу на період його рециркуляції.
Одним із шляхів вирішення цієї проблеми може бути часткове розбавлення газу, який закачується в пласт, інертним газом.
У разі наявності природного джерела високонапірного газу інших покладів його використання з метою підтримання пластового тиску без компримування дозволить зменшити капіталовкладення на облаштування та підвищити економічну ефективність технології ППТ.
Перспективи стабілізації видобутку вуглеводнів на Березівському газоконденсатному родовищі
Березівське газоконденсатне родовище розташоване в північно-західній частині ДДЗ та приурочене до антиклінальної структури двосклепінної будови.
Газоконденсатні поклади відкриті в відкладах серпухівського (С-5), візейського (В-16, В-25-26) та турнейського ярусів нижнього карбону.
Родовище розробляється з 1983 року. За станом на 01.05.2002 року з гор. С-5 видобуто 44,5 % від початкових затверджених запасів газу (в т.ч. з західного склепіння – 54,6 %, з східного – 30,6 %) та 21,4 % від початкових затверджених геологічних запасів конденсату (в т. ч. з західного склепіння – 27,6 %, з східного -10,8 %). Середньозважений пластовий тиск знизився на 57 % від початкового по західному склепінню та на 60 % по східному. Товарний конденсатогазовий фактор знизився з початкового 327 г/м3 до 110 г/м3 по західному склепінню та до 93-105 г/м3 по східному.
З гор. В-16 видобуто 31,8 % від початкових затверджених запасів газу (в т.ч. з західного склепіння – 37,0 %, з східного – 27,7 %) та 22,6 % від початкових затверджених геологічних запасів конденсату (в т. ч. з західного склепіння -33,8 %, з східного – 13,8 %). Середньозважений пластовий тиск знизився на 71 % (в зоні відбору) від початкового по західному склепінню та на 51 % по східному. Товарний конденсатогазовий фактор знизився з початкового 34-38 г/м3 до 4-5 г/м3.
За станом на 01.05.2002 р. діючий фонд свердловин складає 48 % від загального фонду. Тільки 50 % діючих свердловин працюють стабільно, решта свердловин низькодебітні (5-10тис.мз/доб) і працюють в режимі накопичення тиску.
Основні причини зниження видобутку вуглеводнів обумовлені інтенсивним виснаженням пластової енергії, особливо внаслідок високих темпів відборів газу в перші роки розробки, нерівномірним дренуванням покладів по площі, вибірковим обводненням пластів, ретроградною конденсацією важких вуглеводнів і незадовільним технічним станом фонду свердловин. Низький поточний коефіцієнт використання фонду свердловин (0,55) є результатом недодержання регламенту щодо термінів міжремонтного періоду в умовах інтенсивної корозії свердловинного обладнання і великих глибин, недотримання умов захисту від корозії глибинного обладнання, складністю та низькою ефективністю капремонтів, відсутністю необхідного обладнання для їх проведення. Це призвело до зростання бездіючого фонду свердловин внаслідок обривів та польотів НКТ на вибій.
Розробка гор. С-5 і В-16 здійснюється при газовому режимі з проявом елементів пружно-водонапірного режиму по гор. С-5, який проявляється у вибірковому обводненні найбільш проникних пластів.
Оцінені інститутом УкрНДІгаз значні залишкові запаси пластового газу та конденсату продуктивних покладів Березівського ГКР, як у газовій так і в рідкій фазі, свідчать про необхідність вирішення питань щодо їх вилучення.
На протязі 1988-1994 рр. на Березівському ГКР в якості промислового експерименту здійснювався перепуск високонапірного газу з гор. В-16 в гор. С-5, який склав 743,1 млн.м3 (в т. ч. на західному склепінні – 428,7 млн.м3, на східному – 314,4 млн.м3). На рис.4 представлено принципову схему перепуску газу через поверхню. З квітня 2001 року в зв’язку з введенням в дію установки попередньої підготовки газу (УППГ) на східному склепінні Березівського здійснюється промисловий перепуск газу через поверхню. За перший рік промислового впровадження розробки перепущено 59,7 млн.м3. Загальний об’єм високонапірного газу, який було перепущено з гор. В-16, дозволив сповільнити темп падіння пластового тиску в покладі гор. С-5 на 2,3 МПа та додатково видобути 24,2 тис.т конденсату.
Слід відмітити, що східна частина західного склепіння майже не розбурена через складні поверхневі умови (заплава ріки, житлові та технічні споруди селища). Згідно оцінок УкрНДІгазу запаси газу в покладі тор. С-5 цієї частини родовища, які слабо охоплені дренуванням складають ~ 23 % від залишкових уточнених УкрНДІгазом запасів, а запаси газу категорії С1 в покладі гор. В-16 ~ 13 %. Значні залишкові запаси вуглеводнів у східній (заплавній) частині західного склепіння свідчать про доцільність буріння додаткових експлуатаційних свердловин в складних геолого-промислових умовах. Як першочергову передбачено пробурити вертикальну свердловину на гор. В-16 з насипної споруди в заплаві ріки безамбарним способом. Результати промислово-геофізичних досліджень, які будуть проведені в цій свердловині (дані про поточний стан обводнення покладу тор. С-5), дозволять вирішити питання про доцільність буріння двох додаткових свердловин на гор. С-5: вертикальної та похило-спрямованої з площадки-насипу.
Забезпечити стабільну роботу газоконденсатних свердловин гор. С-5 західного склепіння можливо лише в разі їх переведення на газліфтний спосіб експлуатації, що обумовлює необхідність будівництва газліфтної компресорної станції. В першу чергу переведення на газліфтний спосіб експлуатації потребують св. 31, 100, 103, 106, 108, 109.
Слід відмітити, що основним резервом підвищення видобувних можливостей західного склепіння Березівського ГКР є впровадження технологій дорозробки гор. С-5 з застосуванням сайклінг-процесу, а також перепуску високонапірного газу з гор. В-25-26, який знаходиться в розвідці.
Проведений обчислювальний експеримент стосовно геолого-промислових умов гор. С-5 та В-16 Березівського ГКР на базі математичної моделі, в основу якої покладено матеріальний баланс при неконтрольованому міжпластовому перетоку високонапірного газу з одного покладу в другий як по внутрішньосвердловинній схемі, так і через поверхню з урахуванням втрат тиску в привибійній зоні пластів і насосно-компресорних трубах, показав наступне. Ефективність технологій підтримання пластового тиску (ППТ) за рахунок перепуску тим більша, чим більші безрозмірні параметри відношення початкових пластових тисків і порових об’ємів покладів з ресурсами “сухого” високонапірного газу та з висококонденсатним газом і характерних часу виснаження висококонденсатного покладу і часу заміщення видобутого газу високонапірним газом.
Додатковий видобуток продукції зі східного склепіння пов’язаний з подальшим впровадженням технології підтримання пластового тиску (ППТ) в покладі гор. С-5 шляхом перепуску високонапірного газу з гор. В-16 та переведенням газоконденсатних свердловин на газліфтний спосіб експлуатації, виведенням свердловин з бездіючого фонду шляхом забезпечення якісного капремонту, забурюванням других стовбурів у свердловинах, експлуатація яких на поточний час неможлива через їх складний технічний стан.
Таким чином, всі шляхи забезпечення видобувних можливостей родовища базуються на надійності експлуатаційного фонду свердловин, що для умов Березівського ГКР в значній мірі залежить від ефективності виконання робіт з капремонту.
Додатковий видобуток газу з продуктивних покладів Березівського ГКР за період 2002 – 2020 рр. при умові здійснення запропонованих заходів, може скласти ~2,38 млрд. м3, конденсату~104 тис. т.
Капітальні вкладення в дорозробку родовища можуть окупитися на 9-му році та забезпечити за цей період чистий прибуток в сумі 109,8 млн. грн.
Техніко-економічна оцінка перспектив впровадження передових сучасних технологій розробки газоконденсатних родовищ з використанням систем ППТ при пластових тисках більше тиску початку конденсації та на різних стадіях виснаження до тиску максимальної конденсації дозволить суттєво підвищити їх вуглеводневіддачу і забезпечити прибуток на рівні 1,6 – 4,9 дол. США на 1 дол. капіталовкладень.
Техніко-економічні розрахунки ефективності інвестицій в розробку газоконденсатних родовищ з високим вмістом конденсату в пластовому газі (>200 г/м3), яких в Україні нараховується більше 100 покладів, з використанням сучасних технологій підвищення вуглеводневіддачі показали їх високу ефективність. Основні техніко-економічні показники перспектив використання цих технологій показали, що їх окупність наступає на 4 – 5 році.
