По теме «Определение показателей разработки газоконденсатной залежи при полном сайклинг-процессе»

Цель занятия: изучить методику расчета показателей разработки газоконденсатной залежи, разрабатываемой при полном сайклинг-процессе. Рассчитать динамику накопленного отбора конденсата, коэффициента охвата вытеснения жирного газа сухим, безразмерного объема закачиваемого газа, объема закачиваемого газа, доли жирного газа в потоке добываемой продукции, среднего дебита скважин, потребного количества скважин. Рассчитать показатели разработки газоконденсатной залежи, разрабатываемой при полном сайклинг-процессе.

Краткая теория вопроса

Пластовая газоконденсатная смесь в общем случае состоит из большого числа углеводородов (метана, этана, пропана, изобутана, н - бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого газа, гелия, паров воды. Эта сложная система при изменении температуры и давления ведет себя иначе, чем индивидуальные чистые углеводороды (рисунок 4).

При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость. Зависимость давления от температуры для чистого углеводорода, называемая кривой испарения (линия ОКна рисунке 11), является граничной кривой, ниже которой имеется одна паровая фаза, а выше, в области повышенных давлений, – одна жидкая фаза. Линия испарения есть граница скачкообразного изменения агрегатного состояния вещества.

Конечная точка этой линии Кявляется критической. Она характеризует максимальную температуру Т_к, при которой еще существует граница раздела фаз, т. е. паровая и жидкая фазы еще находятся в равновесии. При температуре выше критической нельзя превратить паровую фазу в жидкую при сколь угодно большом повышении давления. Критическим называется давление паров вещества (Р_кр) при критической температуре. Объем вещества при критических температуре и давлении (Т_кр и Р_кр), отнесенный к одному молю или другой единице массы вещества, называется критическим молярным или удельным объемом.

Температура, при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул, называется критической, так как при более высокой температуре невозможно существование жидкой фазы.

Математическим критерием критического состояния является равенство

где Т_кр — точка перегиба изотермы на плоскости р—V при критических давлении и объеме.

С

Ср

в

Б

П

а

А

Скк

И

К

б

Д

В

О

Ж+П

Ркк

Ркр

е

д

Ж

Скр

Е

Ткк

Ткр

Т

Р

Рисунок 11 – Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянной массы и состава при изменении давления и температуры (критическая точка лежит правее крикондебары)

Фазовая диаграмма газоконденсатной смеси дана на рисунке 11. Кривая СС_кр — линия кипения. Выше этой линии — одна жидкая фаза. Линия С_крБС_ккДИ — линия конденсации. Правее и ниже нее — одна паровая фаза. Внутри линии СС_крС_ккИ — двухфазная область, область одновременного сосуществования паровой и жидкой фаз. Цифры на линиях означают процентное объемное содержание жидкой фазы в смеси.

Точка С_кр — критическая точка, точка Т_кк — крикондентерма, максимальная температура (выше критической Т_кр), при которой жидкая и паровая фазы еще могут находиться в равновесии, т. е. еще имеется граница раздела фаз пар — жидкость.

Рассмотрим изотермический процесс уменьшения давления от точки А. В точке А углеводородная смесь находится в области паровой фазы. При снижении давления и увеличении объема сосуда высокого давления при неизменном составе смеси до точки Б не будет фазовых изменений. В точке Б при уменьшении давления образуется первая капля жидкости. В этом случае происходит процесс обратной конденсации, т. е. образование жидкой фазы при уменьшающемся давлении.

При дальнейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличивается и в точке В достигает максимального значения. Область С_крВС_ккБС_кр называется областью обратной конденсации, линия С_крВС_кк — линией давлений максимальной конденсации. При дальнейшем снижении давления от точки В до точки Д ранее образовавшаяся жидкая фаза будет уменьшаться в объеме, испаряться и в точке Д испарится последняя капля жидкости.

При снижении давления от точки В до точки Д идет процесс испарения жидкости при уменьшении давления. Дальнейшее падение давления от точки Д до точки Е не влечет за собой фазовых превращений, смесь находится в паровой фазе. Процесс обратной конденсации наблюдается только в интервале температур Т_кр - Т_кк.

Рассмотрим процесс изобарического (при постоянном давлении) снижения температуры от точки а. В точке а газоконденсатная смесь находится в жидкой фазе. При ее охлаждении до точки б фазовых переходов нет. В точке б образуется первый пузырек пара. Образование паровой фазы при понижении температуры при постоянном давлении называется процессом обратного испарения. При снижении температуры от точки б до точки в объем паровой фазы увеличивается и в точке в достигает максимума. Область С_крвС_рбС_кр называется областью обратного испарения, а линия С_рвС_кр — линией температур максимального испарения.

При понижении температуры от точки в до д объем образовавшейся паровой фазы уменьшается, паровая фаза конденсируется и в точке д сконденсируется последний пузырек пара. При уменьшении температуры от точки в до точки д идет процесс нормальной конденсации. Дальнейшее снижение температуры от точки д до точки е не вызывает фазовых переходов, углеводородная смесь находится в жидкой фазе. Явление обратного испарения наблюдается только в интервале изменения давления Р_кр – Р_кк, Р_кк – криконденбар – максимальное давление на линии точек кипения, при котором может существовать жидкость.

Образование жидкой фазы в пористой среде приводит к потерям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30 – 60 % от начального (потенциального) содержания конденсата (C₅₊) в пластовом газе. Эти потери могут составлять миллионы тонн.

Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной удельной поверхностью протекает иначе, чем в сосуде PVT при большой плоской границе раздела пар — жидкость. В поровых каналах небольшого радиуса — в капиллярах – будет происходить процесс капиллярной конденсации, где граница раздела пар — жидкость будет криволинейной. В связи с проявлением капиллярных сил в пористой среде давление начала образования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости, объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одинаковом давлении будут больше, чем в сосуде PVT.

В зависимости от характера флюидов, находящихся в продуктивном пласте, (р-V-Т) - состояния этих флюидов месторождения природных углеводородов классифицируют на нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные, газовые и газогидратные. На рисунке 12 представлена типичная диаграмма фазового состояния флюида для многокомпонентных углеводородных смесей. Нефтяные месторождения (I) могут существовать при температурах ниже критической (левее точки С_кр). Различают нефтяные месторождения с давлением выше давления насыщения (зона I, выше точек кипения); нефтяные месторождения с давлением, равным давлению насыщения (зона I, кривая точек кипения); нефтяные месторождения с давлением ниже давления насыщения (зона I, ниже точек кипения) или так называемые двухфазные нефтяные месторождения (нефть и газовая шапка). Для всех нефтяных месторождений характерен процесс выделения газа при снижении давления и постоянной температуре.

Точка С_кр — критическая точка; С_р — криконденбар — максимальное давление на линии точек кипения, при котором может существовать жидкость и пар могут существовать в равновесии, С_кк — крикондентерм — максимальная температура на линии точек росы, при которой жидкость и пар могут существовать в равновесии; F — точка гидратообразования, месторождения I — нефтяные, II — нефтегазоконденсатные, III — газоконденсатные, IV — газовые, V — газогидратные

Рисунок 12 – Диаграмма фазового состояния многокомпонентной углеводородной смеси (критическая точка лежит левее крикондебары).

В ретроградной области С_крС_рС_ккС_кр имеет место обратное явление. При снижении давления при постоянной температуре в ретроградной области наблюдается выделение жидкости (конденсация углеводородов). В этой области между критической точкой (С_кр) и криконденбаром (С_р) лежит зона II – зона существования нефтегазоконденсатных месторождений. В этой же ретроградной области между криконденбаром (С_р) и крикондентермом (С_кк) лежит зона III – зона существования газоконденсатных месторождений.

Нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения могут быть как недонасыщенными (пластовое давление выше давления точек кипения), насыщенными (пластовое давление равно давлению точек кипения), так и двухфазными (пластовое давление ниже давления точек кипения).

Зона IV правее точки С_кк (крикондентерм) и ниже линии точек росы представляет зону существования газовых месторождений. В этой зоне снижение давления при постоянной температуре не приводит к возникновению углеводородной жидкой фазы. Наконец, левее точки F (точка гидратообразования) находится зона V – зона существования газогидратных залежей.

Начальное пластовое давление, как правило, соответствует гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания продуктивного коллектора. Известны месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями (давление в пласте выше гидростатического) и с аномально низкими пластовыми давлениями.

Сайклинг - процесс – это метод разработки газоконденсатных залежей, заключающийся в поддержании пластового давления путем обратной закачки отбензиненного (осушенного) газа в пласт. Различают полный и частичный сайклинг-процесс. При полном сайклинг-процессе поддерживается давление начала конденсации. При этом весь отбензиненный газ закачивается в пласт. Могут привлекаться дополнительные ресурсы сухого газа, поскольку отбензиненный газ по сравнению с жирным пластовым газом имеет усадку.

Приближенная методика расчета показателей разработки газоконденсатной залежи при полном сайклинг-процессе

Накопленная с начала разработки добыча конденсата рассчитывается по формуле

, (128)

где – коэффициент охвата вытеснения жирного газа сухим;

– балансовые запасы конденсата, тыс. т, рассчитываемые по формуле:

, (129)

где – начальное содержание пентанов и высших в пластовом газе, г/м³;

– балансовые запасы пластового газа, млн. м³.

Коэффициент охвата вытеснением жирного газа сухим – это отношение объема пласта, охваченного воздействием ко всему объему пласта. Он показывает эффективность процесса вытеснения. На эффективность вытеснения влияет степень неоднородности пласта по коллекторским свойствам. Коэффициент охвата вытеснением зависит от безразмерного объема закаченного газа и рассчитывается по формулам (130):

(130)

где – приведенный к пластовым условиям объем закачиваемого газа, приходящийся на 1 м³ газонасыщенного порового объема пласта;

– безразмерный объём закачиваемого газа, при котором происходит прорыв сухого газа к добывающим скважинам; величина этого объёма равна величине коэффициента охвата при прорыве.

Прорывное значение коэффициента охвата вытеснением зависит от степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам и в некоторых случаях может быть рассчитано по эмпирической зависимости:

, (131)

где v – вариация проницаемости.

Вариация проницаемости зависит от среднеквадратического отклонения и средневзвешенного значения проницаемости и определяется по формуле

, (132)

где – среднеквадратическое отклонение проницаемости, рассчитываемое по формуле:

, (133)

где – проницаемость i-го пропластка, мкм²;

n – количество пропластков;

– средневзвешенное значение проницаемости, мкм²;

, (134)

где h_i – толщина пропластка, м.

Приведенный к пластовым условиям объем закачиваемого газа, приходящийся на 1 м³ газонасыщенного порового объема пласта (безразмерный объем закачиваемого газа) на момент времени t, рассчитывается по формуле

, (135)

где – объем закачиваемого газа, приведенного к пластовым условиям, млн м³

– газонасыщенный объем порового пространства, млн. м³.

Объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к пластовым условиям, рассчитывается по формуле

(136)

, (137)

где – объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к стандартным условиям, млн. м³;

– темп отбора на момент времени t, %;

P_ст, T_ст, z_ст – давление (МПа), температура (К) и коэффициент сверхсжимаемости в стандартных условиях;

P_пл, T_пл, z_пл – давление (МПа), температура (К) и коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях.

Доля жирного газа в потоке добываемой продукции до прорыва сухого газа равна единице

при . (138)

После прорыва закачиваемого сухого газа доля жирного газа в потоке добываемой продукции будет меньше единицы и рассчитывается по формуле

при , (139)

где , – приращение величин за предыдущий год, определяемых по формулам:

, (140)

, (141)

где – коэффициент сверхсжимаемости закачиваемого сухого газа в пластовых условиях.

Забойное давление в нагнетательных скважинах рассчитывают по формуле

. (142)

Так как газоконденсатная залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления, то для расчета по формулам (142) и (145) соответственно используется начальное пластовое давление.

Дебиты нагнетательных скважин рассчитывают по формуле

. (143)

Количество нагнетательных скважин рассчитывают по формуле

. (144)

Забойное давление в добывающих скважинах рассчитывают по формуле

. (145)

Дебиты добывающих скважин рассчитывают по формуле

. (146)

Количество добывающих скважин рассчитывают по формуле

. (147)

Задача 5. Разрабатывается газоконденсатная залежь с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отбензиненного газа в пласт. Разработка газоконденсатной залежи ведется при полном сайклинг-процессе. Модель залежи – слоисто-неоднородный пласт, состоящий из пропластков с различными коэффициентами проницаемости, а также толщиной пропластков. Технологический режим эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин – постоянная депрессия на пласт. Депрессия на пласт нагнетательных скважин в 2 раза больше, чем для добывающих скважин. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений нагнетательных и добывающих скважин равны и не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы пластового газа, начальный газонасыщенный поровый объем, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» добывающей скважины известны из исходных данных и по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи и продолжительность периода нарастающей добычи приведены в приложении Б, таблице Б.5. Характеристики пропластков приведены в приложении Б, таблице Б.8. Начальное содержание пентанов и выше кипящих в пластовом газе составляет 300 г/м³. Разработка считается рациональной до тех пор, пока доля жирного газа больше 50%.

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита добывающих и нагнетательных скважин, потребного количества добывающих и нагнетательных скважин, доли жирного газа, добытого за год конденсата, накопленного отбора газа и конденсата. Расчеты произвести по временным шагам, i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета

1 Рассчитываем запасы конденсата по формуле (129).

2 Рассчитываем прорывное значение коэффициента охвата вытеснением по формулам (131) – (134).

3 По известному годовому отбору газа определяем накопленную добычу газа на момент времени t.

4 По формуле (137) определяем объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к стандартным условиям.

5 По формуле (136) определяем объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к пластовым условиям.

6 Рассчитываем по формуле (135) безразмерный объем закачиваемого газа на момент времени t.

7 Рассчитывается коэффициент охвата вытеснением на момент времени t по формуле (130).

8 Рассчитывается накопленная с начала разработки добыча конденсата на момент времени t по формуле (128).

9 Рассчитываем забойное давление, дебит и потребное количество добывающих и нагнетательных скважин на момент времени t по формулам (142) – (147).

10 Определяем долю жирного газа в потоке добываемой продукции на момент времени t по формулам (138) – (141).

11 Если полученная доля жирного газа выше предельной заданной величины доли жирного газа, то переходят к расчету показателей разработки на следующий момент времени, т.е. производят расчеты по пунктам 3 – 10, иначе прекращают расчеты.

По результатам расчета показателей разработки заполняется таблица 15 и на рисунках приводится динамика показателей разработки.

Таблица 15 – Результаты расчета динамики показателей разработки газоконденсатной залежи при полном сайклинг-процессе

год

, %

, млн м3/год

, млн м3

Qзак, млн м3

, млн м3

Q*

fохв

qж

, МПа

, МПа

qн, тыс м3/сут

qд, тыс м3/сут

nн шт

nд, шт

, тыс т

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 АСУ ТП газопромысловых объектов/ А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин, О.П. Андреевич и др. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-343с.

2 Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и горючих газов.

3 Козлов А. Л., Коротаев Ю. П., Фиш М. Л., Фриман Ю. М., Букреева Н. А., Тверковкин С.М. Подсчет запасов газа по падению давления. Тематический научно – технический обзор. – М.: ВНИИЭОПТИГП, 1969.

4 Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учеб. пособие. – М.: Финансы и статистика, 1999.–256 с.

5 Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. – М.: Недра,1984.–486 с.

6 Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник/ Под ред. М.М. Ивановой. – М.: Недра, 1983. -262 с.

7 Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник/И. Д. Амелин, В. А. Бадъянов, Б. Ю. Вендельштейн и др.; Под ред. В. В. Стасенкова, И. С. Гутмана. – М.: Недра, 1989.–270 с.:ил.

8 Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений/ С. Н. Закиров - М.: Струна, 1998.- 628с.

9 Физические величины: Справочник/ А. П. Бабичев, Н. А. Бабушкина, А. М. Братковский и др.; Под. ред. И. С. Григорьева, Е. З. Мейлихова. – М., Энергоатомиздат, 1991. – 1232 с.

Приложение А