Проект разработки газового месторождения Амангельды

2.3 Проект разработки газового месторождения Амангельды

2.3.1 Закачка сухого газа в пласт на месторождении Амангельды

Закачка сухого газа в пласт -- это способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости -- из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации, выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Закачка сухого газа в пласт применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полную и частичную закачку сухого газа в пласт. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С₅+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полной закачки сухого газа достигает 70-80%. Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичной закачке сухого газа в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичной закачке газа 60-70%.

Полная и частичная закачка сухого газа в пласт могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация закачки газа, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения закачки сухого газа определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, закачка газа осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м³. Эффективность применения закачка газа определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора закачка газа может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

Полная закачка сухого газа рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации). В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов). Частичная закачка газа осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта закачки газа, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении закачки газа для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных.

2.3.1 Обоснование выбора рабочего агента для воздействия на пласт

Моделирование одного варианта разработки на полной симуляционной модели месторождения занимает значительное время. С целью выбора системы воздействия на пласт и оптимизации технологии возникает необходимость просчитать огромное количество вариантов. Для этого используется секторная модель, позволяющая при некоторой достаточной степени упрощения моделирования объекта разработки сократить время расчетов одного варианта до нескольких часов и оценить разные возможности разработки месторождения

Полученные результаты расчетов сравниваются на качественном уровне, что позволяет ранжировать просчитываемые варианты и выбрать наиболее оптимальные решения. Коэффициенты извлечения углеводородов, полученные в результате расчетов на секторной модели, не могут рассматриваться как реально достижимые на месторождении, так как являются слишком оптимистичными из-за идеализации геологического строения и наличия допущений. В частности, секторная модель нефтяной оторочки изолирована от газовой части. Поэтому варианты разработки месторождения с лучшими технологическими показателями закладываются в полную симуляционную модель с тем, чтобы окончательно оценить эффективность вариантов по коэффициентам извлечения углеводородов.

В секторной модели использованы горизонтальные слои, тогда как в полной симуляционной модели учитываются геологические слои. Кроме того, полная симуляционная модель предполагает гораздо более сложное распределение коллекторских свойств и глинистых барьеров, чем секторная модель. Основным сопоставляемым параметром, характеризующим эффективность варианта, является коэффициент извлечения.

Секторная модель построена с учетом фактических коллекторских свойств горизонтальных слоев и физико-химических свойств пластовых флюидов в юго-западном участке нефтяной оторочки. Секторная модель представляет собой элемент семиточечной системы размещения скважин с расстоянием между скважинами 800 м. Модель содержит 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, причем каждая добывающая скважина в модели получает только 1/3 от общего дебита скважины. Поэтому фактически соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2:1.

Характеристики слоев в модели (средняя пористость, средняя эффективная мощность) были приняты согласно послойному распределению эффективных поровых объемов, определенных при пересчете запасов. Проницаемость в ячейках рассчитывалась согласно зависимости проницаемости от пористости для карбона, использованной в полной симуляционной модели месторождения.

Физико-химические свойства пластовых жидкостей для каждого слоя приняты из флюидной модели месторождения Амангельды. При моделировании флюидов на месторождении Амангельды использовалось уравнение состояния Пенга-Робинсона, предварительно адаптированное по экспериментальным данным, полученным для проб флюидов, отобранных на месторождении Амангельды. Это же уравнение состояния использовано для полной симуляционной модели месторождения.

На секторной модели нефтяного объекта проводились расчеты вариантов обратной закачки газа, используя закачиваемый газ различного состава. Во всех рассмотренных вариантах предусматривается, что добывающие и нагнетательная скважины перфорированы с 1-го по 4-ый слои. На забойное давление нагнетательной скважины накладывается ограничение 70 МПа.

Были рассмотрены следующие составы закачиваемого агента: закачка газа сепарации, закачка обогащенного газа, закачка оторочки обогащенного газа, водогазовая репрессия.

Компромиссным вариантом, позволяющим использовать преимущество смешивающегося вытеснения, и в то же время экономически более эффективным, является закачка оторочки обогащенного газа. Учитывая вышеизложенное, предложен вариант закачки оторочки обогащенного газа -закачка обогащенного газа в течение 10 лет, затем закачка газа сепарации в течение 30 лет.

Дополнительно рассмотрена технология водо-газовой репрессии - попеременная закачка газа и воды. Предусматривается, что каждый год в течение первых 8 месяцев производится закачка газа, затем в течении 4 месяцев закачка воды. С использованием вышеописанных технологий закачки рассмотрены варианты 40%-ной, 60%-ной и 100%-ной обратной закачки добытого количества газа. Все варианты были рассчитаны на срок 40 лет.

Выводы:

- Секторная модель использована для сравнения эффективности различных нагнетаемых агентов, и результаты коэффициентов извлечения не должны считаться достижимыми на месторождении;

- при 40%-ной обратной закачке использование обогащенного газа не имеет значительного преимущества перед газом сепарации;

- при 40%ной закачке вариант водо-газовой репрессии характеризуется несколько большими значениями коэффициента извлечения нефти по сравнению с другими вариантами;

- вариант закачки оторочки обогащенного газа в течении 10 лет с последующей закачкой газа сепарации в течении 30 лет позволяет достичь такой же нефтеотдачи, что и вариант закачки обогащенного газа в течении 40 лет;

- эффективность закачки обогащенного газа возрастает с ростом процента обратной закачки.

В связи с тем, что для разработки принят вариант с 40%-ным возвратом газа наиболее подходящим рабочим агентом для данного варианта разработки является газ сепарации.

2.3.2 Технология подготовки газа на УКПГ - 2

После БВМ промысловый поток распределяется между идентичными

технологическими линиями.

Поток газожидкостной смеси поступает в трехфазный сепаратор, где процесс разделения на газ и конденсат происходит при давлении 7,5 МПа и температуре 45^оС. В газожидкостный поток перед сепаратором подается ингибитор парафиноотложений для предотвращения осаждения парафинов. Выделившаяся в сепараторе сточная вода направляется в дегазатор сточной воды для подготовки ее к утилизации. Конденсат под давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6^оС поступает на прием насосов и с давлением 8,1 МПа откачивается на установку УКПГ - 3 для частичной стабилизации и дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Газ после трехфазного сепаратора с давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6^оС поступает в нижнюю часть колонны гликолевой осушки газа (абсорбер). Сюда же поступает газ после тестового сепаратора. В верхнюю часть колонны поступает гликоль. Насыщенный гликоль направляется на установку регенерации. Осушенный газ направляется для дальнейшей подготовки на установку низкотемпературной сепарации, где предварительно охлаждается до температуры 2,9^оС в двух последовательных рекуперативных теплообменниках «газ-газ» потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора (вторая ступень) и под давлением 7,42 МПа поступает в сепаратор теплообменников. Выделившийся в сепараторе теплообменников конденсат возвращается во входной трехфазный сепаратор.

Газ при давлении 7,42 МПа и температуре 2,9^оС поступает в пропановый испаритель, где за счет теплообмена с испаряющимся пропаном охлаждается до температуры минус 9,3^оС и под давлением 7,34 МПа поступает в низкотемпературный сепаратор. Выделившийся в низкотемпературном сепараторе конденсат направляется во входной трехфазный сепаратор.

Выделившийся в низкотемпературном сепараторе газ нагревается до температуры 33,8^оС за счет теплого газа после гликолевого абсорбера, объединяется с потоком после аналогичной технологической линии и с давлением 7,14 МПа поступает на установку закачки газа в пласт, расположенную рядом с УКПГ - 2.

Сопоставляя профили добычи продукции с производительностью УКПГ -3, 2 и ОГПЗ, необходимо отметить, что установка УКПГ - 2 лишь частично обеспечит подготовку сухого кислого газа для сайклинг-процесса, а ОГПЗ имеет ограниченную возможность приема частично подготовленной продукции после УКПГ - 2, 3, поэтому при дальнейшем развитии месторождения наряду с действующей установкой УКПГ - 3 и завершением строительства УКПГ-2 предусмотрено строительство самостоятельного объекта подготовки с доведением добываемой продукции до товарной кондиции - Промышленный Комплекс (КПК).

Требования, предъявляемые к газу закачки, основываются на необходимости достижения глубины осушки, достаточной для предотвращения осложнений в нагнетательной системе и в пласте. Углеводородный состав определяется вариантом разработки - критерием в оценке композии газа закачки является обеспечение максимального выноса жидких углеводородов из пласта с учетом технологических возможностей объекта подготовки.

2.3.3 Технологическая линия подготовки газа для закачки в пласт среднего и низкого давления

Процесс подготовки газа для закачки в пласт включает в себя два последовательных процесса - осушку методом гликолевой абсорбции с регенерацией гликоля, обеспечивающую необходимую точку росы по воде, и низкотемпературную сепарацию с дросселированием газа для линии среднего давления и охлаждением в пропановом испарителе для линии низкого давления.

На технологическую линию среднего давления поступает газ после входных сепараторов КПК.

Из входных сепараторов среднего давления поток газа с температурой 31^оС и давлением 6,8 МПа поступает в гликолевый абсорбер, где газ осушается от влаги при взаимодействии с встречным потоком гликоля, поступающего в верхнюю часть колонны. Насыщенный гликоль выводится из колонны и направляется на установку регенерации. Газ выводится из верхней части колонны и после охлаждения в теплообменнике до 0^оС поступает в сепаратор теплообменника. После сепаратора газ охлаждается в клапане Джоуля-Томпсона до температуры минус 13^оС и поступает в низкотемпературный сепаратор, в котором процесс сепарации происходит при давлении 4,6 МПа. Выделившийся в обоих сепараторах конденсат общим потоком направляется на установку фракционирования. Поток сухого кислого газа нагревается в теплообменнике потоком газа после гликолевой колонны до температуры 25^оС и направляется на компремирование для дальнейшей закачки в пласт.

На технологическую линию низкого давления поступает газ после входного сепаратора низкого давления, газ, выделившийся в аппаратах технологической линии подготовки жидких углеводородов (газ стабилизации), и газы мгновенного испарения в системах регенерации гликоля и амина, прошедшие предварительное компремирование.

Поток газа с температурой 47^оС и давлением 4,8 МПа поступает в гликолевый абсорбер, где осушается от влаги при взаимодействии с встречным потоком гликоля, поступающего в верхнюю часть колонны. Насыщенный гликоль выводится из колонны и направляется на установку регенерации. Осушенный газ выводится из верхней части колонны и разделяется на два потока: один поток охлаждается в теплообменнике встречным потоком холодного газа после низкотемпературного сепаратора, другой поток охлаждается в теплообменнике встречным потоком конденсата после низкотемпературного сепаратора. После теплообменников охлажденные потоки газа общим потоком с температурой 0^оС поступают в сепаратор теплообменников, где происходит отделение жидкой фазы. Газ после сепаратора охлаждается в пропановом испарителе до температуры минус 15^оС и поступает в низкотемпературный сепаратор. Газ после низкотемпературного сепаратора направляется в соответствующий теплообменник и с температурой 44^оС направляется на компремирование для дальнейшей подачи на установку закачки газа в пласт. Конденсат из сепаратора теплообменников и низкотемпературного сепаратора общим потоком поступает в соответствующий теплообменник, где встречным потоком нагревается до температуры 41^оС и, далее, направляется на установку фракционирования.

2.3.4 Требования к технологии и технике закачки газа в пласт

Разработка месторождения планируется вести с процессом рециркуляции газа в газоконденсатную часть залежи.

Первоначальный уровень нагнетания составляет приблизительно 5,0 млрд ст.м³/год.

Основными элементами технологической схемы закачки газа высокого давления являются:

- источник газоснабжения;

- газопровод низкого давления;

- компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ);

- холодильник;

- сепаратор (маслоотделитель);

- манифольд нагнетания;

- газопровод высокого давления (коллекторные линии);

- выкидные линии;

- нагнетательные скважины.

При этом осуществляются следующие технологические процессы:

- осушка газа перед компремированием;

- компремирование;

- охлаждение газа компремирования;

- распределение газа по скважинам.

2.3.5 Технологический режим работы нагнетательных скважин

Технологический режим работы нагнетательной скважины обуславливается давлением нагнетания (устьевое давление работающей скважины), репрессией на пласт, зависящей от текущего пластового давления, коллекторскими свойствами пласта, и оценивается приемистостью скважины.

Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается 65 МПа (по расчетам КПО). Забойное давление скважины рассчитывается по заданному давлению на устье и приемистости скважины, которое складывается из устьевого давления и давления столба газа за вычетом потерь давления на трение. Репрессия на пласт определяется текущим пластовым давлением. В зависимости от темпов отбора газа с каждой скважины (истощенности зоны) текущее пластовое давление на различных участках месторождения значительно отличается друг от друга. К началу сайклинг-процесса в 2001 году пластовое давление было различным по площади, а среднее пластовое давление по II объекту составило 49,1 МПа по варианту I.

Технологический режим работы нагнетательной скважины должен обеспечивать заданную величину приемистости. Для определения заданной величины приемистости использована удельная приемистость (приемистость скважины на единицу репрессии).

Небольшой разброс предельных значений удельной приемистости, в начальные годы закачка газа, связана с ограниченным количеством работающих нагнетательных скважин.

Таким образом, режим работы нагнетательных скважин будет определяться, в основном, динамикой пласта в текущий момент времени, и может изменяться в широком диапазоне. Так например, начальные репрессии будут значительно различаться, то при прочих равных условиях (проницаемости, мощности рабочего интервала) в значительной степени скажется на ее приемистости. В последующем, по отдельным скважинам, при преобладании закачки над отбором будет происходить рост пластовых давлений и соответственно снижение репрессии и приемистости. В других случаях будет происходить увеличение приемистости.

2.3.6 Станция обратной закачки газа