Определение показателей разработки при газовом режиме для периода нарастающей добычи

⇐ ПредыдущаяСтр 29 из 30Следующая ⇒

В теории и практике разработки месторождений природного газа различают: I - период нарастающей добычи; II - период постоянной добычи; III - период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения часто сразу разрабатываются с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности.

При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа (линия 1 на рис.13.20). Встречаются случаи, когда месторождению присущ только период падающей добычи (линия 3) или имеют место периода нарастающей и падающей добычи (линия 2).

Рис.13.20. Примеры зависимостей изменения во времени годовых отборов газа из месторождений

При нарастающей добыче газа осуществляется разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную добычу газа. Этот период связан также с вводом в эксплуатацию линейных компрессорных станций по трассе магистрального газопровода. Он длится от 1-2 до 11 лет.

В период постоянной добычи в ряде случаев отбирается около половины начальных запасов газа месторождения. Этот период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание месторождени или наращивание мощности дожимной компрессорной станции cтановится нецелесообразным, т.е. экономически неоправданным. Период постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения около 60 - 70% запасов газа и более (с начала разработки).

Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число добывающих скважин. Не исключено, что в некоторых случаях объем потребления и ресурсы газа в данном районе обусловят ввод в эксплуатацию определенного числа скважин. Однако эти скважины лишь в некоторой степени позволят поддерживать на более высоком уровне падающую добычу газа. Этот период продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из месторождения.

Различие в характерах изменения основных показателей разработки для отмеченных периодов (рис. 13.21.) определяется в основном изменением во времени темпов отбора газа из месторождения.

Рис.3.21. Изменение во времени прогнозных показателей разработки месторождения А при газовом режиме, равномерном размещении скважин на площади газоносност и пренебрежении реальными свойствами газа

Кроме того, на показатели разработки может значительно влиять режим месторождения. Всем отмеченным периодам присуще уменьшение во времени дебитов скважин, среднего пластового и забойного давлений. Следствие этого - увеличение во времени необходимого числа скважин в I и II периоды и уменьшение добычи газа из месторождения в III период разработки. При этом возможны отклонения. Например, месторождения в период постоянной добычи газа могут разрабатываться и неизменным числом скважин - когда возможно увеличение депрессии на пласт, что позволяет поддерживать дебит скважин постоянным. Вследствие возрастающей разности давлений между водоносной и газоносной зонами пласта и снижения отбора газа из месторождения в период падающей добычи возможно не падение, а повышение среднего пластового давления в залежи.

Обычно наилучшие экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла приходятся на конец периода нарастающей, начало и середину периода постоннной добычи газа. Ухудшение экономических показателей добычи газа связано с увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, и увеличением потребной мощности дожимной компрессорной станции и установок искусственного холода, а также снижением отбора газа из месторождения (в период падающей добычи).

В период падающей добычи газа увеличивается число обводненных и выбывших из эксплуатации скважин, возрастает фонд скважин с обводненной продукцией. В условиях низких пластовых давлений затрудняется удаление конденсационной и пластовой жидкостей с забоев скважин, капитальный ремонт, вскрытие и освоение продуктивного пласта. Газопромысловое оборудование (шлейфы, теплообменники, сепараторы) и НКТ могут забиваться плотными осадками солей, если не принимать меры по ингибированию добываемой продукции.

При разработке месторождения различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Эти периоды, как правило, характерны для месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения. В настоящее время для дальнего транспорта газа используются трубы большого диаметра, рассчитанные на рабочее давление 7, 5 или 5, 5 МПа. Поэтому газ, поступающий с промысла наприем магистрального газопровода, должен иметь давление 5, 5 или 7, 5 МПа.

В начальные годы разработки месторождения пластовое давление бывает достаточным для внутрипромысловой транспортировки газа, обработки и подачи его на прием магистрального газопровода с требуемым давлением. Снижение пластового давления с определенного момента приводит к необходимости ввода в эксплуатацию установок искусственного холода или перехода к иным методам обработки газа. Затем вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС). Рассмотрение работы ДКС в проектных документах по разработке месторождения необходимо потому, что время ее ввода в эксплуатацию, изменение ее мощности во времени связаны с выбираемыми и реализуемыми системами разработки месторождения и обустройства промысла. К тому же технико-экономические показатели работы ДКС влияют на показатели разработки месторождения в целом.

Выделяют также период опытно-промышленной эксплуатации и период промышленной разработки месторождений природных газов. В период опытно-промышленной эксплуатации газ подается потребителю и одновременно происходит доразведка месторождения, подсчет запасов газа и подготовка исходных данных дня составления проекта разработки месторождения. Продолжительность опытнопромышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений составляет 2-3 года. В период промышленной разработки месторождения основная задача - надежное и оптимальное снабжение конкретных потребителей газом и другой продукцией.

Для газоконденсатного месторождения, если оно разрабатывается без применения методов поддержания пластового давления (разработка на истощение), также характерны отмеченные периоды. Если пластовое давление в газоконденсатном месторождении поддерживается в результате законтурного или внутриконтурного заводнения, то периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа могут отмечаться и здесь.

При разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт выделяют период консервации запасов газа. Это означает, что газ отбирают из месторождения с целью добычи конденсата. В период консервации запасов газ как товарный продукт потребителю не подается. Однако поддержание пластового давления в газоконденсатном месторождении на начальном уровне не всегда оправдано. Иногда давление начала конденсации меньше начального пластового, т.е. до поддержания давления допустим некоторый отбор газа. С экономической точки зрения может быть целесообразной добыча конденсата как товарного продукта при поддержании пластового давления на уровне, меньшем начального давления в пласте, или при падении его во времени.

При разработке нефтегазоконденсатных месторождений имеют место период нарастающей добычи нефти, слабо выраженный период относительно постоянной добычи и основной по продолжительности - период падающей добычи. Первый период является следствием разбуривания месторождения и обустройства промысла. Весьма малая продолжительность периода постоянной добычи нефти связана с проблемами обводнения и загазования продукции эксплуатационных скважин из-за явлений конусообразования. Затем эти процессы протекают в нарастающих масштабах, что предопределяет снижение во времени отбора нефти из месторождения в целом при практически неизменном числе скважин. Добуривание скважин - экономически дорогостоющее мероприятие, что не позволяет идти на дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. На нефтегазоконденсатных месторождениях обычно число эксплуатационных и нагнетательных скважин значительно превышает фонд скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях. Поэтому добуривание десятков или сотен скважин часто почти ничего не дает, а бурение большего числа скважин оказывается, экономически невыгодным.

Определение показателей разработки для периодов нарастающей и постоянной добычи газа

Итак, дана зависимость изменения во времени отбора газа из месторождения . Расчеты показателей разработки будем вести для отборов газа, из месторождения и дебитов скважин, приведенных к атмосферному давлению и стандартной температуре. Поэтому здесь под Q понимается отбор газа, приведенный к Р_ат и Т_ст. Известны запасы газа, начальные пластовые давление и температура, допустимый технологический режим эксплуатации средней скважины, уравнение притока газа к средней скважине.

Требуется определить изменение во времени среднего пластового и забойного давлений, дебита и потребного числа скважин. Определение этих показателей разработки газового месторождения методом последовательной смены стационарных состояний сводится, к решению системы уравнений:

• материального баланса для газовой залежи;

• технологического режима эксплуатации скважины;

• притока газа к забою скважины;

• связи потребного числа газовых скважин, отбора газа из месторождения Q и дебита газовой скважины q. Изменение во времени среднего пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи применительно к газовому режиму:

, (13.41)

В этом уравнении две неизвестные величины: и . Известно, что зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа от давления для каждого месторождения определяется составом газа и пластовой температурой. На рис.3.22 приведена зависимость для газа следующего молярного состава, %: СН₄ - 94, 32; С₂Н₆ - 3, 9; С3Н8 – 1, 17; i-С₄Н₁₀ – 0, 08; n-С₄Н₁₀ – 0, 13; СО₂ – 0, 4.

Рис.3.22. Зависимости коэффициентов сверхсжимаемости z и динамической вязкости μ газа от давления.

Для вычисления пластового давления по формуле (13.41) можно использовать метод итераций (последовательных приближений). При вычислении пластового давления в момент t в уравнение (13.41) подставляется значение добытого количества газа на этот момент времени. Это можно сделать, так как зависимость от времени годового отбора газа из месторождения задана. В качестве первого приближения принимается значение коэффициента z в предыдущий момент - при давлении в момент . По формуле (13.41) с коэффициентом вычисляется пластовое давление на момент t. По вычисленному пластовому давлению уточняется коэффициент z. С уточненным коэффициентом по формуле (13.41) вновь определяется пластовое давление на момент t и т.д., до тех пор, пока пластовое давление в последней и предпоследней итерациях не будет отличаться на заданную погрешность ε (ε = 0, 01 МПа). Аналогично определяются значения среднего пластового давления на другие моменты времени, то есть находится первая искомая зависимость .

Другой способ определения изменения во времени среднего пластового давления заключается в следующем

Уравнение материального баланса записывается в виде:

, (13.42)

Вычисляется зависимость изменения во времени приведенного среднего давления .

Зависимость пересчитывается в зависимость . На рис.3.23. приведена зависимость от р, построенная по данным рис.3.22.

Рис.3.23. Зависимость приведенного давления от р

Пользуясь вычисленными значениями по графику зависимости определяются соответствующие значения пластового давления р. Использование зависимости позволяет вычисленные значения пластового давления отнести к соответствующим моментам времени, т.е. определить искомую зависимость .

Пусть скважины эксплуатируются при технологическом режиме допустимой депрессии на пласт δ. Примем, что депрессии по скважинам одинаковы. Тогда имеем, что

, (13.43)

При использовании допущения режим заданной депрессии на пласт переписывается в виде

, (13.44)

При известной зависимости условие (13.44) позволяет вычислить вторую искомую зависимость изменения во времени забойного давления в скважинах.

Согласно исследованиям Г.А. Зотова, Ю.П. Коротаева, Е.М. Минского, уравнение притока реального газа к забою скважины записывается в виде

, (13.45)

или, при замене контурного давления Р_к средним пластовым давлением, имеем

, (13.46)

Здесь А и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяемые по данным испытания скважин;

; ;

где: μ (р) и μ _ат – коэффициенты динамической вязкости при Т_пл и при давлениях Р и Р_ат;

и - прозведение соответственно при контурном (пластовом) и забойном давлениях.

При известных зависимостях и уравнение (13.46) представляет собой квадратное уравнение относительно дебита средней скважины. Решая его имеем:

, (13.47)

По найденному пластовому и забойному давлениям на момент времени t вычисляются соответствующие значения и z_ср. Вычисленные и z_ср, а также пластовое и забойное давления подставляются в формулу (13.47) и определятся, дебит средней скважины q в момент времени t. Подобным же образом вычисляются дебиты средней скважины на разные моменты и в результате находиться треться искомая зависимость - .

Найденная зависимость изменения во времени среднего дебита газовых скважин и заданная зависимость отбора газа из месторождения по формуле

, (13.48)

Позволяют установить искомую зависимость во времени потребного числа скважин на разработку месторождения .

13.6 Особенности разработки газоконденсатной залежи. Явления обратной конденсации. Особенности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей

Основные особенности поведения газоконденсатных систем связаны с соответствующими фазовой диаграмме явлениями обратной конденсации и испарения. Эти особенности приводят к тому, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов ( конденсата).

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Считается, что эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия. Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального (или давления начала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. Это приводит к необходимости учета изменения во времени, например, фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах скважин.

Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то конденсат в пласте выпадает повсеместно. Однако выпадающий конденсат зачастую мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, при разработке газоконденсатного месторождения на истощение (при малом удельном содержании конденсата в газе) фильтрационные течения могут рассматриваться в рамках однофазных течений, так как выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта приводит к небольшим изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зоне пласта.

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте аналогичны течениям газированной жидкости. Эта аналогия позволила некоторым исследователям предложить модели фильтрации газоконденсатных систем и вывести соответствующие дифференциальные уравнения. При этом они исходили из рассмотрения фильтрации бинарной системы, оправдавшей себя при исследовании газированной жидкости. Интегрирование полученных дифференциальных уравнений позволило найти решение некоторых задач установившегося притока газоконденсатных систем к скважине.

При решении проблемы максимизации добычи конденсата из пласта возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе разработки газоконденсатного месторождения. Эффективность и целесообразность поддержания пластового давления зависят от содержания конденсата в газе, общих запасов газа и конденсата, глубины залегания пласта, географического местоположения промысла, стоимости проходки скважин и сооружения объектов по поддержанию давления, извлечению и переработке конденсата и других факторов.

Поддержание пластового давления может осуществляться закачкой сухого (отбензиненного) газа или воды. Закачка сухого газа применяется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определенного времени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приемистости нагнетательных скважин и степени рнеоднородности пласта по коллекторским свойствам.

Каждый из методов поддержания пластового давления имеет свои преимущества и недостатки. Наибольшее извлечение конденсата достигается при обратной закачке сухого газа в пласт (сайклинг-процесс). При этом процессе имеются системы добывающих и нагнетательных скважин. Из добывающих скважин извлекается жирный газ. Через нагнетательные скважины в пласт закачивается сухой газ. При этом преследуется следующее. Во-первых, закачка сухого газа позволяет поддерживать пластовое давление на уровне начального (или давления начала конденсации). В результате ретроградные процессы не происходят до тех пор, пока поддерживается пластовое давление.

Во-вторых, сухой газ вытесняет к скважинам жирный газ. Данный положительный фактор превращается затем в свою противоположность. Сухой газ по наиболее дренируемым участкам и пропласткам избирательно прорывается к добывающим скважинам. Наступает момент, когда рециркуляция газа становится нерентабельной. Тогда разработка газоконденсатного месторождения продолжается на режиме истощения пластовой энергии.

Основной недостаток этого процесса - относительно длительная (несколько лет) консервация запасов газа. Определенные преимущества в этом отношении имеет частичная закачка сухого газа, когда добывается конденсат с одновременной подачей некоторой доли добытого газа потребителю и закачкой остального сухого газа обратно в пласт. При частичной закачке сухого газа только его часть (40 - 80 % общей добычи) закачивается обратно в пласт. Поэтому при частичном поддержании давления оно уменьшается в процессе разработки с самого начала. Здесь выигрыш заключается в том, что запасы газа не консервируются, проигрыш - в достижении меньшего конечного коэффициента конденсатоотдачи пласта (по сравнению с поддержанием давления на уровне начального).

Для закачки сухого газа требуются компрессоры высокого давления, что в некоторых случаях может быть ограничивающим фактором. При закачке сухого газа образуются целики жирного газа, происходит прорыв в добывающие скважины сухого газа по отдельным высокопроницаемым и дренируемым пропласткам. Это, естественно, снижает эффективность процесса закачки сухого газа. Добыча конденсата после прорыва в скважины сухого газа падает во времени (при постоянном отборе газа из месторождения).

При разработке нефтяных месторождений с применением площадного заводнения для уменьшения обводнения и увеличения нефтеотдачи изменяют направление вытеснения в результате изменения режимов закачки и отбора, избирательного отключения скважин и т.д. Использование такого метода регулирования разработки при обратной закачке газа также может дать большой эффект в случае, если добывающие и нагнетательные скважины располагать, как в вариантах площадного заводнения нефтяных месторождений.

Пусть имеем два элемента пятиточечной системы поддержания пластового давления в газоконденсатной залежи (рис.3.24). Добывающими служат скважины А, В, С, D, E, F, нагнетательными - М и N.

Рис.3.24. Границы раздела жирного и сухого газов при использовании в качестве нагнетательных скважин М и N

На рис.3.24 показаны положения границы раздела между жирным и сухим газами на момент прорыва сухого газа в добывающие скважины. Образующиеся при этом целики жирного газа заштрихованы. Для их вымывания требуется длительная прокачка сухого газа через пласт. Предположим, что добывающую скважину F превратили в нагнетательную.

На рис.3.25. она приведена вместе с соседними добывающими скважинами и примыкающими к ней целиками газа.

Рис.3.25. Граница раздела жирного и сухого газов (окружность) после перевода добывающей скважины F в нагнетательную

Границу закачанного сухого газа в скважину F изобразили в виде окружности (без учета языкообразования). Тогда заштрихованные участки на рис.3.25 характеризуют дополнительную добычу жирного газа из ранее сформировавшихся целиков газа.

Данным примером регулирования мы ограничимся, хотя можно было бы привести и другие аналогичные варианты воздействия на процесс обратной закачки сухого газа в пласт. Противопоказания процессу обратной закачки сухого газа в пласт - специфические особенности геологического строения залежи. Так, при резкой литологической изменчивости коллектора, неравномерной трещиноватости не обеспечивается высокий коэффициент охвата вытеснением жирного газа сухим. Сухой газ быстро прорывается в добывающие скважины, и эффективность процесса резко снижается.

При заводнении газоконденсатного пласта могут реализоваться законтурное или внутриконтурное заводнение (рис.3.26., 3.29.). В первом случае нагнетательные скважины располагаются за внешним контуром газ - вода; во втором - в пределах площади газоносности. В последнем случае целесообразно нагнетание воды вблизи контакта газ - вода.

Рис.3.26.Размещение скважин при законтурном заводнении газоконденсатной залежи: 1 – нагнетательные скважины; 2 – добывающие.

При закачке воды возможно преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности параметров пласта по площади и толщине, а также неравномерного дренирования отдельных пачек, пропластков. Процесс неравномерного дренирования залежи в добывающих скважинах осложняется неравномерной закачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетательных скважинах. Кроме того, при закачке воды за фронтом вытеснения остается газ при высоком пластовом давлении, что способствует снижению коэффициентов газо- и конденсатоотдачи пласта.

Рис.13.27. Схемы внутриконтурного заводнения газоконденсатной залежи при наличии контурной (а) или подошвенной (б) воды. Скважины: 1 - добывающие; 2 – нагнетательные.

Закачка воды имеет и положительные стороны. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне (оптимальное поддерживаемое давление как при закачке газа, так и при закачке воды определяется технико- экономическими расчетами), то оттягивается срок сооружения дожимной компрессорной станции. Постоянство поддерживаемого пластового давления также обеспечивает стабильную добычу конденсата.

Особенности газоконденсатных систем необходимо учитывать при проектировании систем сбора, транспортировки, извлечения конденсата и обработки газа. Эти особенности отражаются в расчетах движения двухфазных систем в стволе скважин и газосборных сетях, в установлении оптимальных технологических параметров, характеризующих работу установок обработки газа.

Большинство исходных геолого-физических данных, необходимых для проектирования разработки газоконденсатного месторождения на истощение, аналогично исходным данным, используемым при проектировании разработки газовых месторождений. При рассмотрении вариантов разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа или воды требуется большая степень достоверной информации о геологическом строении залежи, изменении коллекторских свойств по площади залежи и по толщине пласта, характеристика водонапорной системы и данные о параметрах водоносного пласта. К числу дополнительных исходных параметров относятся данные о приемистости нагнетательных скважин по газу или воде. Необходима также статистическая обработка кернового материала. В результате определяется функция распределения проницаемости, позволяющая рассчитывать, например, эффективность процесса обратной закачки газа.

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

Пластовая изотерма конденсации определяет количество выпадающего в пласте конденсата в кубических сантиметрах из 1 м³ газа при изменении среднего пластового давления в процессе разработки месторождения. Пластовая изотерма конденсации характеризует потери конденсата в пласте при разработке месторождения на «истощение.

В результате экспериментов на бомбе PVT устанавливают зависимости от давления потерь и выхода конденсата. Определяют динамику выхода каждого компонента в отдельности. Находят конечный коэффициент извлечения конденсата при моделировании процесса разработки газоконденсатного месторождения в режиме истощения пластовой энергии.

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 температуpax сепарации, затрат на поддержание различных температур сепарации газа, а также температурного режима магистрального газопровода устанавливается оптимальная температура сепарации газа. Различают изотермы стабильного и нестабильного конденсата. В зависимости от решаемых задач используется изотерма контактной или дифференциальной конденсации. Процессы, проходящие в пласте при разработке газоконденсатного месторождения на истощение, в наибольшей мере соответствуют дифференциальной конденсации

Показатели разработки газоконденсатного месторождения на истощение

Газоконденсатные месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии при небольшом содержании конденсата в газе, когда для дополнительного извлечения конденсата поддерживать давление в месторождении нецелесообразно, т.е. не рентабельно.

Определение показателей разработки газоконденсатного месторождения на истощение мало отличается от соответствующих расчетов для газовых месторождений. Для определения зависимости изменения во времени давления в залежи можно воспользоваться результатами дифференциальной конденсации на бомбе PVT или уравнением материального баланса для газоконденсатной залежи.

Выпадение конденсата влияет на фильтрационные процессы в призабойной зоне скважин, на коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В вуравнении притока.

Следует чуть подробнее остановиться на уравнении притока газоконденсатной системы к скважине. Здесь отсутствует какой-либо устоявшийся подход к исследованию газоконденсатных скважин, к прогнозированию изменения в процессе разработки продуктивной характеристики скважины, в частности, изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Сложность задачи связана с постоянным выпадением конденсата в пласте и призабойной зоне. Выпадающий в призабойной зоне конденсат при определенной конденсатонасыщенности начинает притекать к скважине. Поэтому коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В вуравнении притока постоянно изменяются. При этом эти изменения необходимо согласовать с динамикой, притекающей в призабойную зону газоконденсатной системы переменного во времени состава. В такой постановке задача притока газоконденсатной системы к скважине не имеет замкнутого аналитического решения. Поэтому наиболее строгий подход состоит, во-первых, в экспериментальном определении фазовых проницаемостей для газа и конденсата при пластовых давлениях и, во-вторых, в численном решении задачи нестационарного, неизометрического притока газоконденсатной смеси к системе эксплуатационных скважин в многокомпонентной постановке. При этом для газовой фазы учитывается отклонение от закона Дарси, а для конденсата принимается справедливость этого закона. Чаще поступали следующим образом. По данным исследований газоконденсатных скважин при установившихся режимах фильтрации находили уравнения притока к отдельным скважинам в начальные моменты освоения месторождения. Затем эти уравнения использовались в прогнозных расчетах, например, на среднюю скважину. Газоконденсатные характеристики введенных в разработку месторождений оказывались такими, что указанный приближенный подход, в определенной мере, оправдывал себя.

Основное отличие в проектировании разработки газоконденсатного месторождения на истощение от разработки чисто газового месторождения заключается в том, что определяются следующие дополнительные показатели разработки газоконденсатного месторождения.

• Возможные потери конденсата в пласте.

• Данные об изменении во времени добываемого количества и состава конденсата и газообразной фазы в продукции залежи.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение пластовой энергии. Решение второй задачи необходимо при выборе метода переработки газа и конденсата и определении направлений использования продуктов переработки.

Наиболее достоверные результаты применительно к указанным задачам получаются на основе исследований рекомбинированной пробы пластового газа в бомбе PVT. Необходимая для расчетов исходная информация, полученная в результате экспериментов на бомбе PVT для одной из газоконденсатных систем, приведена в качестве примера на рис.13.28 – 13.30.

Рис.13.28. Пластовая изотерма конденсации

Рис.13.29. Изменение молярного содержания М_к добываемой продукции в процессе разработки газоконденсатного месторождени

Рис.13.30. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа от давления. Данные: 1 -экспериментальные; 2 - расчетные

При этом данные, характеризующие залежь и газоконденсатную систему следующие: начальное пластовое давление 31, 4 МПа, давление начала конленсации 30 МПа; пластовая температура 394 К, содержание конденсата (бутан плюс высшие) в газе в начальный момент времени при стандартных условиях 904 см³/м³.

Расчет добычи конденсата

Процессы, имеющие место в бомбе PVT отождествляются с процессами проходящими в газоконленсатной залежи при разработке ее на истощение. Это означает что давление на оси абсцисс (см.рис.13.28) отождествляется со средними давлениями в залежи или средними давлениями в зоне дренирования в разные моменты времени. Тогда количество извлекаемого из залежи стабильного конденсата за любой i-й достаточно малый период разработки залежи, приведенное к Р_ат и Т_ст, находится по следующей очевидной формуле:

, (13.49)

Здесь Δ Q_к_i и Δ Q_i – соответственно добытые количества стабильного конденсата и газа за i-й интервал разработки (приведенные Р_ат и Т_ст);

q_к_i – среднее содержание стабильного конденсата в добываемом газе за рассматриваемый период;

- среднее давление в залежи или дренируемой зоне пласта на середину i-го интервала.

Содержание стабильного конденсата в добываемом газе при некотором среднем пластовом давлении равняется:

, (13.50)

Здесь - начальное потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (при начальном давление Р_н), в рассматриваемом примере ;

- потери стабильного конденсата в пласте при давлении , определяется по изотерме дифференциальной конденсации, приведеной на рис.13.28. (в рассматриваемом случае).

Суммарное извлеченное из залежи количество стабильного конденсата Q_к к n-му моменту определяется по формуле

, (13.51)

⇐ Предыдущая 21 22 23 24 25 26 27 282930 Следующая ⇒