ОЦЕНКА ПРОРЫВА ГАЗА ПРИ СИСТЕМАХ РАЗРАБОТКИ С ОБРАТНОЙ ЗАКАЧКОЙ ГАЗА

Ахмеджанов Т.К., Нуранбаева Б.М., Сагинбаев Е.В., Сейден А.Б.

Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева

г.Алматы, Казахстан, 050013, ул.Сатпаева 22, e-mail bulbulmold@mail.ru

На настоящий момент на газоконденсатном месторождений Карачаганак 15 газонагнетательных скважин. Из них 14 скважин находятся в эксплуатации и 1 скважине проводится КРС. Общий фонд пробуренных скважин на месторождении Карачаганак составляет более 300 скважин.

Каменноугольный коллектор Объекта 2 разрабатывается при сочетании частичного поддержания давления и закачки газа. Считается, что каменноугольные коллекторы являются непрерывистыми в горизонтальном направлении и содержат богатый газоконденсат. Вертикальные добывающие скважины пробурены с конечным забоем в подошве Объекта 2 над ВНК для добычи конденсата с низким газовым фактором. Переработанный газ закачивается в кровлю Объекта 2 через вертикальные нагнетательные скважины для поддержания давления в коллекторе и вытеснения конденсированной жидкости к стволу (рис.1).

Рисунок 1 – Схема закачки газа

Весь газ, добываемый на УКПГ-2, нагнетается обратно в пласт вместе с частью сепарированного газа с КПК для обеспечения обратной закачки 40 % объема добываемого газа.

Цели обратной закачки газа:

· Поддержание пластового давления (ППД);

· Утилизация газа;

· Увеличение добычи жидких УВ.

В последние время наблюдается высокий уровень газового фактора в скважинах, располагающихся вблизи нагнетательных, что предполагает о наличии прорыва газа. С целью оценки прорыва газа была проведена работа по выявлению скважин с ранним прорывом газа.

Исследование проводилось на семнадцати добывающих скважинах, находящихся вблизи нагнетательных скважин. Исследованные скважины были разделены на три категории:

1. Скважины, в которых прорыв газа очевиден.

2. Скважины, без четких признаков прорыва газа.

3. Скважины, где прорыв газа не наблюдается.

Исследование на наличие прорыва газа основано на сборе и анализе следующих данных:

1) изменение газового фактора со временем в зависимости от расхода газа при нагнетании. Данный анализ позволит узнать изменилось ли содержание газа в добывающих скважинах с начала ввода в эксплуатацию нагтетательных скважин.

2) содержание сероводорода (H₂S) в добытой нефти. Нагнетаемый газ Карачаганакского месторождения содержит высокую концентрацию сероводорода (около 5-6 %), в случае контакта нагнетательных скважин с добывающими скважинами возможно повышение содержания сероводорода в добываемом газе и жидкости.

3) содержание тяжелых фракций углеводорода в добываемом газе и нефти. При прорыве газа предполагается уменьшение количества тяжелых фракций в нефти.

4) изменение плотности флюида по глубине. Резкое уменьшение плотности флюида возможно связано с контактом с нагнетательными скважинами.

5) расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами.

В этой статье в виде примера представлена скважина №13, в которой наблюдается прорыв газа.

Рисунок 2 – График сравнения газового фактора с расходом нагнетаемого газа в скважину №13

Ближайшие нагнетательные скважины №1 и №2 располагаются от добывающей скважины №13 в 600 метрах.

Как видно из графика газовый фактор расчет со временем. В летний период 2006 года наблюдается повышение газового фактора, что объясняется одновременной закачкой скважин №1 и №2.

Рисунок 3 – Молярная концентрация сероводорода в сепараторном газе скважины №13

Сероводород в некоторой степени можно использовать как химический индикатор. Молярная концентрация сероводорода в нагнетаемом газе составляет около 5 %, а в добытом газе из скважины не подвержденному прорыву газа составляет около 3,2 %.

Как видно из рис.3 концентрация сероводорода увеличивается со временем и колеблется в пределах 3,7-4%.

На месторождении Карачаганак проводится систематические замеры пластовых давлений путем прямого измерения при спуске глубинных манометров на забой остановленных скважин, временным определением статического градиента по стволу скважин.

Градиент давления вычисляется следующим образом:

grad P= (Р1-Р2)/ (Н1-Н2)

где, Р1-Р2 - разность давлений в скважине, бар.

Н1-Н2 – разность глубин при замере давлений, м.

Рисунок 4 – Замер статического градиента по стволу скважины №13

Из рисунка 4 видно, что градиент давления уменьшается в течение времени, т.е. увеличивается объем легких фракций. В конце 2006 и 2007 году уже не видно четких границ раздела между газом и нефтью.

Суммируя всё вышеизложенное скважину можно отнести к категории скважин, в которых прорыв газа очевиден.