Общий коэффициент извлечения конденсата для Вуктыльского месторождения за счет его растворения в сухом газе согласно расчетам не превышал 70 — 75 %, т.е. по сравнению с разработкой на истощение коэффициент извлечения конденсата мог быть увеличен на 30 — 35 %. Объясняется это значительным утяжелением фракционного состава конденсата, выпавшего в пласте, в процессе закачки сухого газа. Автор расчета Г.С. Степанова полагала, что достичь такого увеличения коэффициента извлечения выгоднее при "меньшем" объеме закачиваемого газа, т.е. при более высоком давлении. В этом случае и фракционный состав добываемого конденсата будет тяжелее и, следовательно, коэффициент извлечения его из газа на промысловых установках будет выше. Если закачка газа осуществляется при давлении 5 — 6 МПа, то в газовую фазу переходят фракции конденсата, выкипающие до 150—180°С (т.е. бензиновые фракции), в количестве около 60 г/м. Низкие давления на устье эксплуатационных скважин приводят к необходимости компримирования газа и его последующего охлаждения. Для выделения конденсата в этом случае необходимо осуществлять сепарацию при достаточно низких температурах — в пределах минус 40 — минус 50 °С или применять процесс адсорбции. Если же газ закачивать при пластовых давлениях выше 20 МПа, то для создания низких температур в сепараторе можно использовать турбодетандеры.
Одним из авторов работы [52] была обоснована схема использования турбодетандера при относительно низких пластовых давлениях (около 10 МПа). При этом трубодетандер устанавливался перед дожимной компрессорной станцией. В условиях Вуктыльского месторождения такая схема позволила определенное время вести подготовку газа и конденсата к транспорту более эффективно.
Основной недостаток, мешающий внедрению турбодетандеров для создания низких температур, — это изменяющийся перепад давления на турбодетандере при снижении давления в залежи. Если закачка газа будет осуществляться в течение длительного времени, турбодетандеры экономически окажутся значительно выгодней, чем холодильные установки. Для максимального извлечения конденсата из добываемого газа следует применять процессы низкотемпературной масляной адсорбции или короткоцикловой адсорбции. Тогда потери конденсата будут минимальными и эффект от закачки сухого газа в пласт будет наибольшим.
Как известно, сайклинг-процесс на Вуктыльском месторождении не был осуществлен и с 1968 г. оно разрабатывалось на режиме истощения. Основными причинами для отказа от возврата газа в пласт стали опасения низкого охвата пласта (не более 20 %) нагнетаемым агентом в условиях резко неоднородного трещиноватого коллектора; решение остановиться на способе разработки более экономичном с точки зрения материальных и финансовых затрат; отсутствие в стране налаженного производства высоконапорного компрессорного и трубопроводного оборудования; психологическая неподготовленность специалистов вести разработку на ином, нежели истощение, режиме отбора запасов.
Открытие уникальных по запасам газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе ценных высокомолекулярных углеводородных компонентов (табл. 3) побудило газовиков России, а также Казахстана вновь обратиться к проблеме разработки ГКМ с поддержанием пластового давления. Были выполнены технико-экономические оценки и подготовлены проектные решения, согласно которым реализация сайклинг-процесса на Уренгойском, Карачаганакском и других ГКМ обеспечивала увеличение конденсатоотдачи продуктивных пластов не менее чем на 10 %. Практически, однако, до настоящего времени нет уверенности в том, что предусмотренное проектами разработки этих объектов нагнетание сухого газа будет осуществлено. Кроме тех причин, что воспрепятствовали внедрению сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении, в последние годы стала играть важную роль еще одна — экспортные обязательства по поставкам крупных объемов природного газа в европейские страны при одновременном снижении финансируемых потребностей в газе.
И все же в странах СНГ несколько лет назад удалось довести до практического осуществления один проект разработки ГКМ на режиме сайклинг-процесса, хотя и с задержкой во времени и при давлении в пласте, меньшем проектного, — на Новотроицком месторождении на Украине. Проект был подготовлен специалистами ВНИИГАЗа и УкрНИИгаза под руководством С.Н. Бузинова, И.Н. Токоя, Е.И. Степанюка.
Новотроицкое газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г., когда был получен приток газа с конденсатом из скв. № 4, и введено в разработку на истощение в 1974 г.
Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям нижнего карбона горизонта В-23 визейского яруса, залегает в интервале глубин 3280 — 3390 м. Начальные запасы газа утверждены в объеме 11 620 млн. м3, конденсата 5200 тыс. т (извлекаемые 2590 тыс. т). Начальное содержание конденсата в отсепарированном газе 454,5 г/м3, начальное пластовое давление составляло 35,6 МПа. Средняя эффективная мощность продуктивного пласта 16 м, средняя проницаемость 1,02-10-12 м2.
К моменту подсчета запасов газа (1973) считалось, что Новотроицкое поднятие достаточно детально изучено; оно представлялось асимметричной брахиантиклинальной складкой, разделенной единственным тектоническим нарушением, подсечевным скв. 4, на два блока (северо-западный и юго-восточный). Эти представления о геологическом строении были приняты за основу при составлении проекта разработки 1976 г.
Бурение эксплуатационных скважин внесло существенное изменение в представление о геологическом строении залежи. В 1984 г. при анализе разработки месторождения был пересмотрен весь имеющийся геологический материал и выполнены новые структурные построения. Для более уверенной корреляции разрезов скважин, помимо стратиграфических границ внутри стратиграфических комплексов, были выбраны хорошо выдержанные по площади реперные пласты, что позволило более детально проследить характер изменения мощностей в разрезах скважин и точнее определить глубины подсечения ими тектонических нарушений.
На основании новых для того времени представлений о строении Новотроицкого месторождения юго-восточная часть залежи характеризовалась относительно простым строением. Северо-западная часть складки отличалась вместе с тем очень сложным блоковым строением, которое, несмотря на большое число пробуренных скважин, оставалось не до конца выясненным. Блоковое строение в этой части месторождения затрудняло размещение системы нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Таким образом, геологическое строение Новотроицкой залежи оказалось значительно сложнее, чем предполагалось по результатам разведочных работ (когда было пробурено 16 скважин). По данным бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин был выявлен ряд нарушений, блоков и локальных поднятий в пределах площади газоносности.
За период разработки месторождения на истощение (1974— 1979 гг.) из месторождения было добыто 2144 млн. м3 газа и 658,2 тыс. т конденсата, при этом пластовое давление снизилось на 7,5 МПа. Отбор газа был на 320 млн. м3 выше проектного. Содержание конденсата в пластовом газе уменьшилось до 317 г/м3 а потери его в пласте составили около 1500 тыс. т.
В связи с отставанием обустройства в период 1979— 1981 гг. месторождение находилось в консервации. За это время вследствие проявления водо-' напорного режима пластовое давление в залежи увеличилось с 27,4 до 28,1 МПа. Подъем ГВК составил около 7 м.
Закачка сухого газа в пласт была начата в июне 1981 г. Добыча сырого газа осуществлялась из четырех скважин, а закачка — в две нагнетательные скважины № 30 и 36. Приемистость нагнетательных скважин в начале закачки соответствовала проектной. Однако впоследствии было отмечено существенное ее снижение, обусловленное загрязнением призабойных зон скважин компрессорным маслом. Поэтому начали проводить периодическую продувку нагнетательных скважин в газопровод. При этом приемистость скважины улучшалась, но полного восстановления не происходило.
На основе новых представлений о геологическом строении месторождения были пересмотрены первоначальные проектные решения по числу нагнетательных и эксплуатационных скважин, объемам добычи и закачки газа. Объем закачки газа был установлен в количестве 230 млн. м3.
В 1984 г. был проведен детальный анализ обводнения залежи. С помощью математического моделирования воспроизведена 9,5-летняя история разработки месторождения, определены эффективные параметры водоносного пласта. Сопоставляя геологические построения с данными материального баланса, оценили среднюю остаточную газонасыщенность обводненного порового объема — 0,54, причем 7 % перового пространства занято выпавшим конденсатом. Столь высокое значение средней остаточной газонасыщенности свидетельствовало о том, что за фронтом обводнения газ оставался не только в защемленном состоянии. Подъем ГВК составил около 30 м.
Динамика добычи газа и конденсата приведена в табл. 1.21. На 01.09.87 из месторождения было извлечено 3948 млн. м3 газа и 1169 тыс.т конденсата. Суммарная добыча конденсата за период сайклинг-процесса составила 510,8 тыс. т, закачка сухого газа в пласт — 1443 млн.м3.
Сравнение двух технологий — сайклинг-процесса и истощения — было проведено по добыче конденсата при условии одинаковой накопленной добычи. В табл. 1.21 приведены данные по дополнительной добыче конденсата при сайклинг-процессе по отношению к разработке залежи на истощение. Вариант истощения был рассчитан с найденными по истории разработки эффективными параметрами водоносного пласта.
. Это было обусловлено образованием "конденсатного вала" вблизи забоев этих скважин в результате продвижения контурных вод. Продукция скв. 34 в течение 1984—1985 гг. постепенно осушалась (до 166 г/м3). Во второй половине 1986 г. к ее забою также подошел "конденсатный вал", в связи с чем удельный выход конденсата повысился до 250 г/м3. Более всего оказалась осушена продукция скв. 13: доля сухого газа составляла 79 %.