Современное состояние вопросов нагнетания газа обратной закачки на месторождении Карачаганак

Призабойная зона скважины (ПЗС) – участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Скорости движения флюидов, изменения давления, потери энергии, а также фильтрационные сопротивления в этой зоне максимальны. Поэтому, даже небольшое загрязнение ПЗС существенно снижает производительность скважины. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) может происходить в процессе бурения или глушения скважины при капитальном ремонте. При недостаточной подготовке закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины может накапливаться значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при закачке подтоварной воды). В последнее время все меньше производится защита водоводов от процессов коррозии, благодаря чему закачиваемая в пласт вода насыщается окислами железа. В результате в ПЗП как в фильтре откладывается значительное количество загрязнителей. Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок. Наиболее простой (и недорогой) способ - обработка соляной кислотой [1].

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение (далее КНГКМ) занимает территорию площадью более 280 км2 и расположено в регионе с резко континентальным климатом. КНГКМ – уникальное месторождение, характеризующееся непростыми условиями эксплуатации. Верхняя граница пласта залегает на глубине примерно 3 500 м, а толщина продуктивного пласта составляет порядка 1600 м [2].

Рис. 1. Схематический разрез природного резервуара Карачаганакского месторождения с дифференцированным размещением вмещающих флюидов в пластах коллектора

В составе добываемого углеводородного сырья содержится до 4,5 % высокотоксичного и коррозионно-активного сероводорода (H 2 S) и углекислого газа (CO 2 ), которые, при определенных условиях могут быть высококоррозионными.

Состав пластового газа и его свойства изменяются по глубине – плотность и содержание более тяжелых УВ увеличивается. Нефтяная оторочка характеризуется еще большей изменчивостью свойств нефти по высоте. Жидкие УВ по плотности — особо легкие. Плотность конденсата в пластовых условиях составляет 0,77 г/см3, нефти — 0,81 г/см3 . Содержание парафинов в конденсате — 3,8%, в нефти — 4,2%. Содержание сероводорода в конденсате — 2,49%, в нефти — 1,96% [3]. Согласно данным последнего отчета КПО о пересчете запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов на Карачаганаке (принятого Государственным комитетом по запасам РК 17.11.2017), запасы месторождения Карачаганак оцениваются в 13,6 млрд баррелей жидких углеводородов и 59,4 трлн кубических футов газа, из которых по состоянию на 2020 год добыто около 13,6 % жидких углеводородов и около 12,9 % газа.

Общий фонд скважин по состоянию на конец 2020 г. на Карачаганакском месторождении составил 467 скважин, из них 114 добывающих скважин и 19 нагнетательных скважин обратной закачки сырого газа. В 2020 г. компания КПО добыла 143,9 млн баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ) в виде стабильных и нестабильных жидких углеводородов, и газа. Объем добычи газа в 2020 г. достиг ~ 20,2 млрд м3.

Для поддержания пластового давления в течение 2020 г. КПО повторно закачала в пласт ~ 10,4 млрд м3 газа, что эквивалентно ~ 51,3 % от общего объема добытого газа [4].

Таблица 1. Добыча скважинной продукции в 2020 г.

Описание	Ед. изм.	2020	2019	2018
Общий объем добычи (не включает объем закачанного газа в пласт)	млн БНЭ	143,9	137,9	147,5
Общий  объем  нефти  в  стабилизированном эквиваленте	тыс. тонн	10 941	10 147	10 953
Общий объем добычи газа	млн м3	20 214	18 614	18 913
Закачка газа в пласт	млн м3	10 362	8 710	8 589
Очищенный газ для нужд месторождения	млн м3	761	685,4	723,6

В данный момент КПО б.в. продолжает поэтапное освоение Карачаганакского месторождения в рамках осуществления первого этапа Проекта расширения Карачаганака (ПРК-1). Данный проект ПРК1 создаст дополнительную выгоду для материнских компаний по Карачаганакскому проекту и для Республики Казахстан за счет поддержания полки добычи стабилизированных жидких углеводородов с учетом дополнительных скважин, технологических объектов и обратной закачки газа, это необходимо для регулирования растущего газового фактора на месторождении [4].

В декабре 2020 г. материнские компании по Карачаганакскому проекту подписали соглашение о санкционировании проекта ПРК1А. Данное соглашение стало еще одним важным событием, ознаменовавшим собой новую веху в продолжении освоения Карачаганакского месторождения, с учетом достижений Проекта по снятию производственных ограничений по газу на КПК и Проекта 4-го компрессора обратной закачки газа. Одним из приоритетов КПО в реализации ПРК1А является максимальное увеличение местного содержания с целью повышения конкурентоспособности местных подрядных организаций. Кроме того, в рамках проекта будут созданы новые рабочие места для казахстанцев.

Проект 5-го компрессора обратной закачки газа ПРК1А представляет собой первый этап объема работ по ПРК1и включает 5-й компрессор обратной закачки газа и другие сопутствующие объекты. Проект нацелен на использование дополнительной мощности по осушке, установленной в рамках проекта СПОГ на Карачаганакском перерабатывающем комплексе для увеличения мощностей по обратной закачке газа, объединив объем работ по проекту с существующими системами, инженерными сетями и производственными объектами.

3500 м

довизейский горизонт

Рис. 2. Схема разработки Карачаганакского НГКМ с поддержанием пластового давления, путем обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс)

Сайклинг-процесс или обратная закачка газа на месторождении считается эффективной, так как она позволяет частично поддерживать пластовое давление. Результаты комплексного исследования зоны обратной закачки газа позволяют оптимизировать и улучшить контроль данного процесса. Скважины, в которых обнаруживается прорыв

Электронное научное издание «Устойчивое инновационное развитие: проектирование и управление»

том 18 № 3 (56), 2022, ст. 2

закачиваемого газа подвергаются: останову, капитальному ремонту, переводу в другой фонд скважин.

Текущая компенсация отбора газа обратной закачкой месторождения в 2012-17 гг.

составляла 42-46 %. При этом, газовый фактор в целом по месторождению в последние 5 лет остаётся на уровне 1493-1520 м3/т, что связано с проводимым целенаправленным контролем за режимами работы скважин с приоритетом добычи из скважин с низким ГФ [5].

Рис. 3. Месторождение Карачаганак: динамика пластового давления по газонагнетательным скважинам II объекта

Как видно на графике, Рпл по скважинам снижается, диапазон Рпл довольно широкий – на 01.01.18 в интервале 32-40 МПа. На графике видно также, что характер снижения Рпл изменился, и с 2012 г. темп снижения Рпл уменьшился, а по большей части скважин видно стабилизацию Рпл (сплошная красная линия по сравнению с пунктирной).

На рисунке 3 приведена динамика пластового давления по газонагнетательным скважинам, через которые закачивают осушенный газ сепарации в верхнюю часть II объекта.

На рисунке видно, что в 10 газонагнетательных скважинах: 107, 126, 163, 200, 252, 330, 350, 701, 715, 812, практически с 2000 г., Рпл держится на одном уровне – 45-49 МПа. В остальных 7 скважинах, расположенных на юге, пластовое давление снижается [5].

Отличие в динамике пластового давления по данным замеров в газонагнетательных скважинах можно объяснить геологическим строением массивного резервуара, к которому приурочена КНГКМ. Так, скважины, в которых пластовое давление с 2004 г. остаётся постоянным, расположены в зоне циклической платформы (ЦП), и закачка газа позволяет поддерживать Рпл на одном уровне из-за наличия плотных пород между циклами, которые частично контролируют распространение газа в вертикальном направлении. Газонагнетательные скважины, в которых наблюдается снижение Рпл, расположены на юге,

Электронное научное издание «Устойчивое инновационное развитие: проектирование и управление»

том 18 № 3 (56), 2022, ст. 2

где газ закачивается не только в интервалы ЦП, но и в баундстоун, и закачиваемый газ распространяется в большем объёме пород, что не позволяет компенсировать отборы УВ и приводит к снижению Рпл.

В таблице 2 показано распределение скважин по коэффициенту приемистости.

Таблица 2. Распределение скважин по коэффициенту приемистости за 2017 г.

Газонагнетательные скважины	Диапазон коэффициента приемистости, тыс. м3/сут/МПа			Всего скважин:
	менее 500	500-1000	более 1000
Кол-во скважин	8	4	1	13
№ скв.	200,   207, 213,   252, 350, 626,   701, 812	126, 163, 330, 715	702D	13

Таким образом, наблюдается определённая закономерность в распределении и динамике пластового давления по добывающим и газонагнетательным скважинам II объекта

Pис. 4. Paсшиpeниe систeмы зaкaчки гaзa: исслeдуeмыe учaстки

Согласно разработанной геолого-динамической модели и по картам изобар по объектам разработки месторождения, текущее на 01.01.18 средневзвешенное пластовое давление по I-III объектам разработки составляет, соответственно: 41,9 МПа, 36,9 МПа и 40,9

МПа, что меньше давления начала конденсации в I, II объектах и давления насыщения в III объекте. В соответствии с утверждённым в 2000 г. Технологической схеме 1 вариантом, предусмотрен приоритет добычи жидких УВ и осуществление обратной закачки 40 % добываемого осушенного газа в верхнюю часть II объекта. Утверждённый ЦКРР и МИиНТ РК в Анализе разработки на 01.07.2017 г. 2 вариант разработки основывается на положениях варианта 1 Тех.схемы и предусматривает расширение зоны закачки и увеличение максимального уровня годовой обратной закачки газа до 68,9 % от объема добычи газа [6].

Надежность работы компрессоров, наземных сооружений системы ППД и прочность ствола скважин соответствуют проектным требованиям. Показатели работы газонагнетательных скважин свидетельствуют о том, что на месторождении промышленно освоена, и более 14 лет успешно реализуется технология разработки нефтегазоконденсатной залежи с применением обратной закачки в пласт ежегодно до 49,5 % добываемого объема газа. Доля закачанного газа в общем объёме добычи газа со II объекта небольшая. На это указывают данные о характере динамики газового фактора добывающих скважин. Как показано выше, фактические показатели разработки соответствуют запроектированным, что в целом характеризует реализуемую систему разработки как эффективную. Основные технологические показатели по закачке газа, как основного метода повышения нефтеизвлечения, приведены в таблице 3.

Таблица 3. Месторождение Карачаганак. Основные технологические показатели по закачке газа [6]

Годы	Закачка газа, млн. м3	Доля     от добываемого газа, %	Давление  на устье, МПа	Средняя приёмист скважины, ты м3/сут	Коэффициент эксплуатации , д.ед.	Количество действующих скважин
1	2	3	4	5	6	7
2004	2170,0	23,8	33,8-42,0	1038,4	0,44	14
2005	3800,5	33,0	24,9-45,9	1174,4	0,63	14
2006	4103,8	34,4	32,1-40,8	1113,9	0,73	15
2007	6016,4	42,3	31,8-41,8	1302,6	0,84	15
2008	6372,3	42,5	28,4-41,8	1339,0	0,87	15
2009	6589,2	42,3	33,2-41,8	1302,1	0,92	15
2010	6437,3	42,9	32,8-42,0	1357,2	0,89	15
2011	8129,0	48,2	32,1-42,0	1566,7	0,95	15
2012	8666,5	49,5	33,3-42,2	1586,2	0,96	16
2013	8570,1	48,9	18,6-42,5	1548,0	0,90	17
2014	8817,9	48,3	24,3-41,9	1464,4	0,97	17
2015	8652,3	47,5	29,0-42,1	1440.3	0,97	17
2016	8039,7	45,2	29,4-41,5	1442,7	0,90	17
2017	9289,5	49,1	33,0-42,1	1536,7	1,0	17
Всего:                                           1 95839,4*
Примечание * - с учётом пробных закачек в 2003 г.

C начала закачки газа в 2003-2004 гг. только в единичных скважинах (в 8 из 69)

наблюдается резкое увеличение ГФ, что можно характеризовать, как прорыв закачиваемого газа. По данным гидродинамической модели, на 01.01.2018 г. объем добытого газа закачки составляет 12 % от накопленного объема закачанного газа, что свидетельствует о высокой эффективности вытеснения (замещения) пластового флюида газом закачки, т.е. на высокий коэффициент охвата залежи процессом вытеснения агентом (газом) – 88 %.

Кислотные обработки и кислотные ГРП, проводимые на месторождении для улучшения состояния призабойных зон в скважинах после бурения и повышения продуктивности действующих скважин дают положительный эффект. На месторождении Карачаганак в добывающих скважинах проводятся интенсивные кислотные обработки, кислотные промывки и кислотный гидроразрыв пласта. В 2017 году в 11 скважинах, включая 7 новых скважин с многоступенчатым заканчиванием, были выполнены все виды кислотных обработок. На скважине 9817 впервые на Карачаганакском месторождении была применена новая технология стимуляции «StimTunnel» комбинированного действия: струйной обработки высокого давления и растворения породы путем закачивания кислоты [7].

Для оценки эффективности мероприятий используются сведения об изменении ФЁС коллектора и значения скин-фактора, изменении дебита скважин и коэффициента продуктивности по результатам гидродинамических исследований скважин.

Результаты исследований показали эффективностиь применения методов интенсификации на КНГКМ и в дальнейшем, для улучшения состояния призабойных зон в скважинах после бурения и повышения продуктивности действующих скважин, рекомендуется продолжать выполнение кислотных промывок на гибких трубах и кислотных ГРП. Давление нагнетания определяется, исходя из величины проектируемого давления на выкиде компрессорной станции, которое составляет 55 МПа. Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается в 65,0 МПа. 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 [7].

В настоящее время в работе находится 19 нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины расположены в центральной части месторождения, которая является частью более обширной зоны с пониженным пластовым давлением. Подготовка газа и его нагнетание в пласт производится на УКПГ-2. Сухой газ с КПК смешивается с газом УКПГ-2 и закачивается с помощью трех компрессоров. Текущее местоположение компрессоров не дает возможности оптимизировать схемы закачки из-за потерь давления при увеличении протяженности линии нагнетания. Для снижения влияния вредных факторов основным требованием к закачиваемому газу является необходимость проведения тщательной подготовки газа для закачки в пласт. Закачка газа не должна ухудшать коллекторские свойства пласта, в том числе из-за отложений парафина, смол и асфальтенов. Обеспечение требуемого качества газа закачки необходимо осуществлять доступными техническими средствами с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами [7].