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 %.

Подготовка газа для закачки в пласт осуществлялась методом низко­температурной сепарации с охлаждением газа пропановой холодильной ус­тановкой. Газоконденсатная смесь из эксплуатационных скважин поступа­ла на УКПГ, где в сепараторах первой ступени при давлении 12,5 МПа и температуре 298 К происходило отделение капельной жидкости от газа. После этого газ подавался в теплообменник, где охлаждался за счет холода, получаемого от пропановой холодильной установки и при давлении 10,5 — 11,0 МПа направлялся в низкотемпературный сепаратор второй ступени, где происходило разделение сконденсировавшейся жидкости и газа. Отсепарированный газ при температуре 263 — 258 К и давлении 10,5—11,0 МПа содержал 30 — 32 г/м3 конденсата. С целью повышения извлечения конден­сата технология низкотемпературной подготовки газа была дополнена аб­сорбцией в потоке. В качестве абсорбента был использован тяжелый кон­денсат I ступени сепарации. Это дало возможность дополнительно извлечь 10—17 г/м3 конденсата из газа, закачиваемого в пласт.