Архив метки: Пластовое давление

Определение показателей разработки газоконденсатной залежи при заводнении.

Добавить комментарий

Чем больше начальное содержание конденсата в природном газе, тем меньше коэффициент конденсатоотдачи при разработке залежи без ППД. Коэффициент конденсата извлечения при исследованиях на бомбе РVТ для некоторых газоконденсатных систем составляет 0,4 — 0,5.

При внедрении ППД путем закачки воды в пласт можно повысить коэффициент конденсатоотдачи за счет поддержания давления выше РР. Однако при этом возрастают потери газа в пласте за счет микро — и макро замещения, что ведет к снижению конечного коэффициента газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи.

Т.е. при искусственном ППД процесс вытеснения газоконденсатной смеси сопровождается неравномерностью охвата залежи закачкой воды по толщине пласта и площади газоносности. Этот фактор ограничивает применение заводнения при разработке газоконденсатного месторождения.

Объектами для заводнения являются в основном газоконденсатные залежи с АВПД. Аномальность начального пластового давления может быть весьма значительной, вследствие чего внутрипоровое (пластовое)давление оказывается близким к горному. При наличии трещиноватости, система трещин, особенно примыкающая к скважинам будет смыкаться, ликвидируются пути фильтрации газа.

Искусственный водонапорный режим на месторождении с АВПД поддается эффективному регулированию. Предположим, что наметилась тенденция обводнения значительного числа скважин, прорвавшейся водой (добавляют специальные индикаторы, чтобы закачать воду отличаемую от пластовой). Тогда полное прекращение закачки позволяет остановить процесс обводнения скважин. Дальнейшая разработка месторождения будет проводиться на истощение. Это приведет к снижению давления в обводненной зоне пласта и высвобожденного защемленного газа.

Одним из основных показателей разработки газоконденсатных месторождений с ППД является оптимальное поддерживаемое давление в пласте.

Чем выше поддерживаемое давление, тем больше эффективность вышестоящего агента. Чем больше пластовое давление поддерживается при заводнении, тем меньше влияние деформации коллекторов на снижение продуктивных характеристик эксплуатационных и нагнетательных скважин. Однако при больших давлениях закачки возрастают энергетические затраты.

Предположим, что в период заводнения из залежи будет отбираться постоянное во времени количество газа (за время t) Q (условие не обязательное).

Пусть поддерживаемое давление в залежи равно . Тогда потребуется закачивать в залежь (за время t) постоянное количество qв, определяемое из соотношения:

(1)

где: Q – отбор газа, приведённый к РАТ и ТПЛ.

При заводнении газоконденсатной залежи эксплуатационные скважины располагаются в верхней части этажа газоносности.

Нижние отверстие интервала перфорации нагнетательных скважин, должны приходится на несколько метров ниже уровня ГВК, а верхние отверстия ниже нижней отверстий интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.

Подпись: 1,Подпись: 2

Ω(t)
Ω(TП)

1 – эксплуатационные скважины

2 – нагнетательные скважины

— количество газа (приведенные к РАТ и Т2Р(t)) выделяющееся при разложении гидратов в поровом объеме, равном .

Левая часть уравнения (1) представляет собой массу газа для газоносной части на момент t — Δt.

Первый член правой части уравнения соответствует массе газа в поровом объеме Ω1(t) в момент времени. Второй член характеризует массу газа, добытую за расчетный интервал времени [t — Δt,t]. Третье слагаемое соответствует массе газа, которая выделяется при разложении гидратов   в поровом объеме Ω2(t — Δt,t) за время Δt. Последний член увеличивает массу газа, приобщаемую к дренированию и ранее находившуюся в газообразной фазе гидратонасыщенного порового объема Ω2(t — Δt,t). Кроме того, составляется уравнение теплового баланса для газоносной части пласта, которое имеет вид:

Индексы 1, 2, 3, 4 – соответствуют горной породе, газу, воде и гидрату.

Здесь

С1, С2, С3, С4 — соответственно теплоемкость горной породы, газа, воды и гидрата,

ρ1, ρ2, ρ3,  ρ4 — плотности,

α2r — коэффициент газонасыщенности,

— объем скелета породы соответственно газоносной части залежи и газогидратной части, в которой произошло разложение гидратов.

ΔН— удельная теплота гидратообразования,

V — объем 1 моля гидрата.

В левой части уравнения (2) первые три слагаемые представляют собой количество теплоты соответственно в скелете горной породы, газе и воде на момент времени (t — Δt).

Последующие слагаемые левой части характеризуют соответственно количество теплоты в скелете горной породы, газе, воде и конденсате для гидратонасыщенного объема ΔΩ2(t — Δt,t).

Первые три слагаемые в правой части уравнения (2) — сумма количества теплоты в скелете породы, газе и воде соответственно на момент времени, для порового объема, равного . Четвертый член уравнения учитывает количество теплоты, уносимой из залежи с добытым за время Δt газом, пятый — теплота, которая привносится в газоносную часть залежи с газом, выделившимся при разложении гидратов. И последний член в уравнении (2) соответствует количеству теплоты, которое поглощается при разложении гидратов в поровом объеме Ω2(t — Δt,t).

В уравнениях (1) и (2) отдельные параметры определяются следующими уравнениями:

Здесь:

η – количество разложившихся гидратов при снижении давления в залежи на 1 МПа,

β – коэффициент объёмного содержания газа в единице объёма гидрата,

z – коэффициент сверхсжимаемости,

m – коэффициент пористости.

Балансовые соотношения (1) и (2) используются совместно с зависимостью равновесной температуры гидратообразования от давления

Где: а, с – const коэффициенты для газа соответствующего состава.

 


Газогидратные залежи.

Добавить комментарий

В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: «Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи» Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др.

В 1970г в опытно — промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон   Тпл — равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения.

При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи.

Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:

I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени.

Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта.

II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения гидратов.

Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи.

При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо — и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.

III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта. Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются коэффициенты газо — и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта.

Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели.

Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t — Δt, t; имеет вид:

где: — плотность газа при давлении , T(t),

Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной

с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта,

Т1(t) – температура в газоносной части в момент t,

Т2P(t) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и

гидратонасыщенных зон пласта),

α1, α2 – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи,

Ω1(t) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,

— часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов

за интервал времени [t – Δt,t],

— добытое количество газа за интервал времени [t – Δt,t].

Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.

С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.

1  — объемно — контактный механизм

2  — контактный механизм

3  — объемный механизм

4  — для запасов в газонасыщенной части пласта

5  — факт

Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям.

Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель.

Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен , а обводненная толщина – hв(t).

После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t>Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна hв(t).

При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности   αост.

К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении , а в момент t (t>Т) при давлении

Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0,65 — 0,75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической

Можно принять, что при αост≈ 0,2 , αост.кр. ≈ 0,3. Пока αост < αост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:

(4)

При снижении до αост = αост.i, находится соответствующий им объём Ωi.

По зависимости hв=f(αΩ) определяют hв i .

Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи .

Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:

(5)

Для рассматриваемого периода, когда αост < αост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Qq=Q(t) легко установить временные зависимости для искомых параметров и  используя уравнения (4) и (5).

Подстановка в уравнение (4) вместо αост (t) величины αост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время ТП , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.

Уравнение (4) для момента ТП имеет вид:

(6)

где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ                                            приобретает подвижность.

По формуле (6) вычисляется Ω(ТП) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.

После достижения условия αост =  αост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:

(7)

где: Qзащ.(t) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t .

Для вычисления Qзащ.(t) используют следующее соотношение:

(8)

где:

По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени ТП, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности.

В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли.

Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:

(9)

Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.

 

Особенности расчетов показателей разработки газовой залежи при различных технологических режимах эксплуатации газовых скважин

Добавить комментарий

1.   Если, газовые скважины предлагается эксплуатировать при заданных постоянных во времени дебитах газа, тогда, вне зависимости от технологического режима эксплуатации скважин по заданной зависимости Q = Q(t) по уравнению материального баланса вычисляется .

По уравнению притока газа к скважине находится зависимость РС = РС(t). Потребное во времени количество эксплуатационных скважин определяется по уравнению (5).

2.   Если скважины эксплуатируются при равных во времени забойных давлениях, т.е. зависимость РС = РС(t) известна (из уравнения технологического режима находят Р(t)). В этом случае зависимость q = q(t) находится из формулы (5) —   n = n (t).

3.   Прогнозирование показателей разработки в случае эксплуатации скважин при поддержании допустимого градиента давления Р на стенке скважины, сводится к решению следующей системы уравнений:

(1)

С использованием метода итераций (последовательных приближений) находят РС = РС(t), q = q(t).

4.      При поддержании на устье допустимой скорости движения газа  .

Движение газа в призабойной зоне и по НКТ описывается следующем уравнением:

(2)

где: — устьевое давление,

— показатель, учитывающий массу столба газа в НКТ.

Дебит скважин q, приведенный к РАТ, и ТПЛ через заданную скорость              можно выразить:

(3)

где: F – площадь внутреннего сечения НКТ.

После  подстановки (3) в (2) при  известной  зависимости  уравнение (2)  представляет собой квадратное уравнение относительно устьевого давления Ру в момент времени t. Находится Ру(t). Определяется зависимость Ру = Ру (t)  (как функция от времени). С помощью уравнения (3) вычисляется q = q(t).

При проведении расчетов реализуется итерационный процесс по уточнению устьевой tо – Ту и коэффициента сверхсжимаемости газа    .

5.   Если в результате расчетов оказывается, что необходимое количество скважин n не равно фактическому числу скважин на месторождении nФАКТ, то показатели разработки определяется в следующей последовательности.

Согласно заданному отбору газа по уравнению материального баланса  определяется зависимость. По формуле устанавливается зависимость q = q(t). С использованием найденных зависимостей и q = q(t) по уравнению притока газа к забою скважины вычисляется РС = РС(t).

Расчеты показателей разработки месторождений природных газов, основанные на методе последовательной смены стационарных состояний, отличаются простотой. Однако, при использовании этого метода трудно учесть неоднородность продуктивных отложений по коллекторским свойствам. Расчеты ведутся на среднюю скважину со средними дебитами, коэффициентами фильтрации сопротивления А и В, при средних допустимых депрессиях на пласт.

Возможен учет разнодебитности эксплуатационных скважин. Пусть каждая  эксплуатируемая скважина характеризуется только ей присущими фильтрационными сопротивлениями и допустимой депрессией на пласт. Тогда по найденной зависимости , по уравнению технологического режима эксплуатации и уравнению притока каждой  i – ой скважины вычисляются зависимости   qi = qi (t) (i = 1, 2,….n). Суммирование дебитов по каждой скважине в интересующие нас моменты времени позволяет определить зависимость изменения во времени общего отбора газа из эксплуатационных скважин QЭ = QЭ(t). Разница между плановым отбором Q = Q(t) и QЭ = QЭ(t) дает зависимость изменения во времени того отбора из месторождения        QПР = QПР(t), который должен быть компенсирован бурением новых скважин. Изменение необходимого количества скважин для компенсации падения добычи из эксплуатируемых скважин устанавливается по формуле:

где: q – средний дебит новой скважины.

Такая методика определения показателей разработки месторождений природных газов, предполагает, что в начальный момент скважины размещаются равномерно по площади газоносности. В расчетах не учитываются произвольность конфигурации месторождения и расположение скважин, различие продуктивных характеристик вновь вводимых скважин.

Вследствие неоднородности пласта по коллекторским свойствам, в результате неравномерного расположения скважин и неравномерного дренирования залежи могут возникать значительные общие депрессионные воронки.

На рисунке приведено возможное распределение PПЛ в залежи при её разработке. Из рисунка видно, что при прочих равных условиях лишь по скважине 4 рассчитанные и фактические дебиты в момент t могут совпасть, так как на рассматриваемый момент времени РПЛ вблизи этой скважины равняется среднему . По скважине 1 фактические дебиты

будут падать медленнее во времени, а по скважинам 2 и 3 – быстрее, чем по данным расчетов.

Разнодебитность скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла.

Возникающие в процессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки приводят к необходимости более раннего ввода ДКС.

Рассматриваемая методика широко применяется на начальных этапах проектирования разработки месторождений природных газов.

Учет отдельных факторов в уравнении материального баланса.

Учет ретроградных явлений в пласте при разработке газоконденсатной залежи.

При разработке газоконденсатной залежи в пласте при снижении РПЛ до РР в пласте выпадает конденсат. Уравнение материального баланса имеет вид:

(1)

т.е. начальная масса МН газоконденсатной смеси в пласте равна сумме текущей массы газоконденсатной смеси в пласте М(t), массы выпавшего в пласт сырого конденсата к моменту времени t – МК(t) и массы добытого Мq (t) пластового газа.

В случае газового режима уравнение материального баланса для газоконденсатной залежи можно записать в виде:

(2)

где: – соответственно начальный газонасыщенный поровый объем

залежи и  объем пор пласта, занятых выпавшим сырым конденсатом

к моменту времени t,

– начальное и текущее среднее пластовое давление,

–  коэффициенты сверхсжимаемости газоконденсатной смеси при ТПЛ и

соответственно при РН и ,

– соответствующая плотность газа начального и текущего состава

приведена к РАТ и ТО,

– плотность выпавшего в пласт сырого конденсата на момент

времени t, приведенное к давлению и ТПЛ.

При определении массы добытого пластового газа на момент времени t используется следующее рекуррентное соотношение:

(возвратные последовательности, каждый следующий член которых, начиная с некоторого, выражается по определенному правилу через предыдущие)

(3)

где: —   масса добытого пластового газа на момент времени t – Δt,

Qq.С.Г.*(t— Δt) – добытое количество сухого газа на момент времени t и t – Δt

соответственно, приведённое к РАТ и ТО .

Δt – шаг во времени

– объемный коэффициент сухого газа (коэффициент перевода газа в

пластовый газ)

Зависимость  ,   ,  ,  и  наиболее достоверно определяются в результате экспериментальных исследований с использованием бомбы PVT.

Часто используются зависимости по данным Рейтенбаха Г.Р., полученные для Вуктыльского месторождения, (РН = 37 МПа, РР = 33 МПа, конденсат содержит    (500 см3/м3) которые имеют вид:

пластовое давление
0,84
0,68
1

1 – ρк 2 — 1 – z 2 — β

Деформационные изменения в продуктивном пласте.

При разработке залежей газа приуроченных к карбонатным коллекторам, мы сталкиваемся с существенным изменением проницаемости и пористости коллектора при наличии трещиноватости.

Лабораторные исследования показали, что при снижении внутрипластового давления РПЛ коэффициенты пористости и проницаемости уменьшаются.

Экспоненциальная зависимость коэффициента пористости   m   от давления имеет вид:

где: – коэффициент пористости соответствующий давлениям  РН и Р,

– коэффициент сжимаемости пор,  1/МПа.

Уравнение материального баланса для газовой залежи с  деформируемым коллектором при допущении   Z = 1 имеет вид:

(4)

(уравнение используется при   Z ≥ 0,8)

При деформации пласта – коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется за счет уменьшения порового объема и расширения остаточной воды, т.е. текущий коэффициент газонасыщенности является функцией давления    .

Тогда уравнение материального баланса записывается в виде:

(5)

Здесь

где: – коэффициент объемной упругости жидкости
разработки месторождений

Влияние деформации пласта – коллектора на зависимость показано на графике.

2

1 – зависимость при недеформированном коллекторе.

2 – зависимость для деформируемого коллектора.

Вследствие деформации продуктивного коллектора кривая (2) располагается выше соответствующей кривой зависимости при отсутствии деформации (1), что объясняется уменьшением во времени порового объема залежи.

При = 0  линии (1) и (2) сходятся в одну точку, т.к. независимо от деформации пласта, добытое количество газа к моменту, когда  = 0 должно быть равно начальным запасом газа в пласте.

Внешние и  внутрение пластовые источники дополнительного газа.

В отдельных случаях в уравнении материального баланса учитывается дополнительный газ  Qq*(t) (приведённое к РАТ и ТПЛ ):

(6)

Природа Qq*(t) может быть различной. Во – первых Qq*(t) появляется при наличии притока газа в рассматриваемую залежь из соседних залежей или продуктивного пласта.

(7)

Во – вторых может сказываться дегазация остаточной нефти. В зависимости от условий формирования газоконденсатных залежей коэффициент остаточной нефтенасыщенности может быть достаточно большим. Тогда:

где: – средний коэффициент нефтенасыщенности,

– коэффициент растворимости при давлении Р(t).

В отдельных случаях дегазация остаточной нефти может увеличить начальные запасы в пласте до 10%.

Третья причина появления Qq*(t) в формуле (6) связана с десорбцией газа. Десорбция газа происходит с поверхности скелета пористой среды. Процессы сорбции и десорбции отсутствуют при наличии в пласте остаточной нефти или воды. Фактор считается незначительным и рассматривается только при решении отдельных теоретических задач.

Внутрипластовым источником десорбции  газа  Qq*(t) может служить так же остаточная и пластовая вода. Вследствие небольшой растворимости природных газов в воде (2 – 4 м3/м3) данный фактор не существенно увеличивает извлекаемые запасы газа.

 

Данные для проектирования разработки  газоконденсатного месторождения

Добавить комментарий
разработки месторождения

Большинство исходных геолого-геофизических данных, необходимых для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, аналогично исходным данным, используемым при проектировании разработки газовых месторождений. Особенно это относится к исходным данным для проектирования разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

При рассмотрении вариантов разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды требуются большая степень достоверности информации:

1)  о геологическом строении залежи;

2)  об изменении коллекторских свойств по площади залежи и по мощности пласта;

3)  характеристика водонапорной системы и данных о параметрах водоносного пласта.

К числу дополнительных исходных данных относятся данные о приемистости нагнетательных скважин по газу или по воде.

Помимо построения геологических профилей, проведения корреляции разрезов скважин, составления карт зональной неоднородности, карт мощности, пористости и проницаемости и других геолого-геофизических документов, составляемых методами промысловой геологии, необходима статистическая обработка кернового и геофизического материала.

Поэтому при проектировании разработки газоконденсатных месторождений повышаются требования к геолого-геофизической информации.

Основные же отличия в исходной информации, необходимой для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, определяются особенностями поведения газоконденсатной системы при изменении её давления и температуры. Эти особенности учитываются построением изотерм конденсации. При проектировании системы разработки месторождения и обустройства промысла наибольшее значение имеют пластовая изотерма конденсации для различных возможных температур сепарации газа.

Пластовая изотерма конденсации характеризует количество выпадающего в пласт конденсата в кубических сантиметрах из одного кубического метра газа при изменении среднего пластового давления в процессе разработки месторождения. Пластовая изотерма конденсации позволяет определить потери конденсата в пласте при разработке давления (путем закачки воды) на разных возможных уровнях.

При помощи изотерм конденсации в условиях различных температур сепарации газа определяется соответствующий каждой температуре выход конденсата. Технико – экономическими расчетами, основанными на учете добычи конденсата при различных температурах сепарации, затрат на поддержание различных температур сепарации газа, а так же температурного режима материального газопровода устанавливается оптимальная температура сепарации газа.

При проектировании разработки газоконденсатных месторождений в отличие от проектирования разработки газовых месторождений необходимо определять величину возможных потерь конденсата и изменение во времени добываемого количества и состава конденсата при разработке месторождения на истощение.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение.

Решение второй задачи необходимо при выборе метода переработки конденсата и определение использования продуктов его переработки.

Решаются эти задачи или расчетным путем по константам равновесия или путем пересчета результатов лабораторных экспериментов с бомбой   P. V. T. (давление, объем, температура).

 

Если вы не хотите иметь дело с недешевыми услугами агенства по подбору персонала — подайте объявление в наш раздел казань работа от прямых работодателей

Особенности проектирования разработки газоконденсатного месторождения

Добавить комментарий

Характерные особенности разработки 

газоконденсатного месторождения

Основные особенности газоконденсатных систем связаны с тем, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов (конденсата).

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия.

Если давление в газоконденсатном  пласте в процессе разработки  поддерживается на уровне начального  Рнач ( или давления начала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. В этом случае фильтрация газоконденсатной системы в пласте хорошо  описывается дифференциальным уравнением неустановившейся фильтрации реального газа. Это означает, что большинство рассмотренных расчетных методов для газовых месторождений пригодно для определения показателей разработки газоконденсатных с поддержанием пластового давления. Особенностью газоконденсатного месторождения является наличие  двухфазных течений в призабойной зоне пласта. Это приводит к необходимости расчета изменения во времени, например, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине.

Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то выпадение конденсата в пласте происходит повсеместно. Однако выпадающий конденсат мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, и при разработке газоконденсатного месторождения на истощение фильтрационные течения могут, рассматриваются в рамках однофазных течений, т.к. выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта не приводит к изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зоне пласта.

Таким образом, решение многих задач (определение пластовых давлений (Рпл), дебитов, потребного числа скважин и др.), возникающих при проектировании разработки газоконденсатных месторождений, можно находить в результате исследование однофазных течений.

Здесь возникают специфические задачи для решения, которых необходимы иные подходы. Прежде всего это касается расчетных формул и методики интерпретации результатов исследований газоконденсатных скважин при  установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. Данное утверждение очевидно, так как в призабойной зоне одновременно фильтруются газообразная и жидкая фазы.

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в призабойной зоне пласта аналогичны течениям газированной жидкости. Близкая аналогия позволила ряду исследователей предложить модели фильтрации газоконденсатных систем и выявить основные дифференциальные уравнения. При этом они исходили из рассмотрения фильтрации бипарной системы, оправдавшей себя при исследовании газированной жидкости.

Строгое решение задач обратной закачки газа или расчета по определению изменения состава продукции скважин и общей добычи из месторождения не могут основываться на замене реальной газоконденсатной системы бипарной системой.

Поэтому задачи фильтрации газоконденсатных систем рассматриваются в рамках теории фильтрации многокомпонентных систем. (Работа Ю.П. Желтова, А.К. Курбанова, В.Н. Николаевского и др.).

Для этого газоконденсатная система заменяется тройной или исследуется как  многокомпонентная.

При определении показателей обратной закачки газа, используются расчетными схемами и методами М. Маскета.

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение в пласте выпадает конденсат, который считается потерянным. Отделение же конденсата из текущей продукции скважин  производится обычно в установках низкотемпературной сепарации газа (НТС).

Ценность конденсата как сырья для химической промышленности выдвигает проблему по возможности (max) максимальной добычи конденсата из пласта и максимального извлечения его в установках НТС.

Последнее требование возникает так же в связи с необходимостью подачи кондиционного газа в магистральный газопровод.

При решении проблемы max добычи конденсата из пласта возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе разработки газоконденсатного месторождения. Целесообразность поддержания пластового давления определяется сроком окупаемости дополнительных капитальных вложений в систему поддержания давления за счет дополнительной добычи конденсата. Эффективность и целесообразность поддержания пластового давления зависят от содержания конденсата в газе, от общих запасов газа и конденсата, глубины залегания пласта, географического местоположения залежи, стоимости проходки скважин и сооружения объектов по поддержанию давления, извлечению и переработке конденсата и других факторов.

Наибольшее извлечение конденсата достигается при применении обратной закачки газа в пласт. Основным недостатком этого метода поддержания давления является относительно длительная консервация запасов газа. Определенные преимущества в этом отношении имеет частичная закачка сухого газа.

При  закачке сухого газа требуются компрессоры высокого давления, что так же в ряде случаев может оказаться ограничивающим фактором.

При закачке воды основным ограничением является опасность преждевременного обводнения залежи и скважин вследствие неоднородности параметров пласта по площади и мощности.

Кроме того, при закачке воды за фактором вытеснения остается газ при высоком пластовом давлении, что может существенно снизить коэффициенты газо – и конденсатоотдачи пласта.

Закачка воды имеет  и ряд преимуществ по сравнению с закачкой сухого газа в пласт. При  закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне                 (оптимальная величина поддерживаемого давления, как при закачке газа, так и при закачке воды определяются технико-экономическими расчетами), то не требуется (в случае прекращения закачки воды) или оттягивается срок сооружения ДКС (дожимной компрессорной станции). Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает так же стабильную добычу конденсата и не требует обычно ввода в эксплуатацию установок искусственного холода.

Особенности поведения газоконденсатных систем необходимо учитывать при проектировании систем сбора, транспорта, извлечения конденсата и подготовки газа к дальнейшему транспорту. Эти особенности должны отражаться в расчетах движения двухфазных систем в стволе скважин и газосборных сетях, в установлении оптимальных технологических параметров, характеризующих работу установок низкотемпературной  сепарации газа.