Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Литературный обзор работ, посвященный исследованию газовых гидратов 12
1.1. Основные сведения о газовых гидратах 13
1.2. Исследования, посвященные математическому моделированию процессов образования и разложения газогидратов в пористых средах 19
1.3. Анализ отечественных и зарубежных исследований по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин газогидратных месторождений 32
1.4. Основные проблемы исследований скважин газогидратных месторождений и их интерпретации 36
ГЛАВА 2. Математические модели неизотермической фильтрации пластовых флюидов в пористой среде с учетом фазовых превращений газовых гидратов 39
2.1. Численное решение задачи диссоциации гидрата при добыче пластовых
флюидов из пористой среды насыщенной газом, гидратом и водой. 39
2.1.1. Автомодельная постановка задачи притока пластовых флюидов к скважине из гидратонасыщенного бесконечного пласта 44
2.1.2. Методика численного решения задачи диссоциации гидрата при добыче пластовых флюидов из пористой среды насыщенной газом, гидратом и водой 46
2.2. Аналитическое решение задачи диссоциации гидрата при добыче пластовых флюидов из пористой среды, насыщенной газом, гидратом и водой
2.2.1. Выбор упрощающих допущений, выявление доминирующих механизмов
2.2.2. Математическая постановка задачи диссоциации гидрата с учетом упрощающих допущений 60
2.2.3. Автомодельная постановка решения задачи диссоциации гидрата с объемной областью фазовых переходов 61
2.2.4. Решение задачи притока газа к скважине из бесконечного пласта насыщенного газом гидратом и водой 63
ГЛАВА 3. Анализ решения задачи притока пластовых флюидов к скважине из бесконечного гидратонасыщенного пласта 67
3.1. Анализ решения задачи диссоциации гидрата с фронтальной поверхностью фазовых переходов 67
3.2. Анализ решения задачи диссоциации гидрата с объемной областью фазовых переходов 70
ГЛАВА 4. Особенности интерпретаций исследования скважин газогидратных месторождений 74
4.1. Методика проведения испытания и интерпретации исследования скважин газогидратного месторождения на нестационарных режимах фильтрации 74
4.1.1. Интерпретация кривых стабилизации давления и температуры 75
4.1.2. Интерпретация кривых восстановления давления и температуры 77
4.1.3. Интерпретация исследования скважин по упрощенным формулам
4.2. Обработка кривых давления и температуры на примере модельного эксперимента 85
4.3. Пример интерпретации исследование скважины Mount Elbert газогидратного месторождения
4.3.1. Общая информация о месторождении 90
4.3.2. Описание прибора MDT 93
4.3.3. Процедура проведения исследования скважины 94
4.3.4. Анализ результатов исследования 96
4.3.5. Анализ результатов термогидродинамического моделирования эксперимента С2 99
4.3.6. Анализ результатов адаптации 101
4.3.7. Применение предложенного метода интерпретации исследований газогидратных скважин 103
Литература 110
- Анализ отечественных и зарубежных исследований по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин газогидратных месторождений
- Автомодельная постановка задачи притока пластовых флюидов к скважине из гидратонасыщенного бесконечного пласта
- Анализ решения задачи диссоциации гидрата с объемной областью фазовых переходов
- Интерпретация исследования скважин по упрощенным формулам
Введение к работе
Актуальность. В связи с ростом потребления природного газа в мире организация добычи углеводородов из нетрадиционных источников является одной из важнейших задач. Интерес к газовым гидратам как к потенциальному ресурсу возник в виду его широкого распространения и неглубокого залегания.
Добыча газа из газогидратного месторождения осуществляется вследствие фазового перехода (диссоциация газогидрата на жидкость и газ), в связи с чем подход описания процесса диссоциации, который основан на решении уравнения пъезопроводности, не адекватно описывает процессы, происходящие в пласте. Поэтому для создания научных основ добычи газа из газогидратных залежей необходимо развивать теорию фазовых превращений газогидратов в пористой среде, что позволит моделировать различные технологии освоения газогидратных залежей.
Особое значение имеет повышение качества газогидродинамических методов исследования скважин, достоверности интерпретации полученных параметров исследуемых объектов, что является главной составляющей для формирования научно обоснованной системы разработки и обустройства месторождений.
Цели работы:
математическое моделирование фазовых превращений, происходящих при разработке газогидратной залежи, позволяющее проанализировать влияние дебита и теплового потока в скважине на динамику физических процессов разработки (скорость фронта диссоциации, температуры, давления и т.д.);
повышение качества гидродинамических методов исследования газогидратных залежей и достоверности интерпретации полученных параметров (гидропроводность, скорость фронта диссоциации, скин-эффект).
Научная новизна заключается в следующем:
- определена степень влияния различных составляющих уравнения
сохранения энергии (конвективный перенос тепла, кондуктивный перенос тепла,
дроссель-эффект, адиабатическое расширение газа) на поведение физической
системы на основе численного решения задачи диссоциации гидрата при различных соотношениях дебита газа и теплового потока:
превалирование кондуктивного переноса тепла при дебитах газа меньше 50 тыс. м3/сут;
значительное влияние дроссель-эффекта и конвективного переноса тепла при дебитах газа больше 100 тыс. м3/сут;
определены упрощающие допущения и области их применимости для построения аналитического решения;
получена аналитическая зависимость между дебитом, тепловым потоком и проницаемостью, которая позволяет выделить области существования трех режимов фазовых превращений в пласте:
фронтовой режим (диссоциация осуществляется на поверхности моделируемой фронтом);
разложение гидрата в объеме (диссоциация гидрата в протяженной области);
режим с образованием гидрата (разложение гидрата на подвижной границе и образование его за фронтом в объеме);
построены аналитические решения автомодельных задач, которые описывают распределения основных параметров (давление, температура, гидратонасыщенность) в пласте для каждого из режимов фазовых превращений;
предложена новая методика интерпретации результатов гидродинамического исследования скважин газогидратных залежей, в которой интерпретация осуществляется одновременно на кривых восстановления давления и температуры.
Личный вклад соискателя. Соискателем предложен и апробирован
алгоритм численного решения задачи диссоциации гидрата, проведены
численные расчеты по определению степени влияния различных механизмов на
решение задачи, предложены упрощающие допущения при построении
аналитического решения. Апробированы методы интерпретации исследования
скважин на примере модельного эксперимента и на примере скважины реального
газогидратного месторождении. Остальные результаты получены в результате совместной работы с научным руководителем Васильевой З.А. и другими соавторами опубликованных работ.
Достоверность. Полученные в работе результаты основаны на фундаментальных законах механики сплошных сред, термодинамики, подземной гидромеханики и физики пласта. Решения не противоречат общим гидродинамическим и термодинамическим представлениям, а также согласуются в некоторых частных случаях с результатами других исследователей.
Практическая ценность. Анализ различных режимов диссоциации позволяет рекомендовать оптимальные соотношения теплового и объемного потока при исследовании и эксплуатации скважин. Разработанная методика исследования скважин на неустановившихся режимах газогидратных месторождений, позволяет определять основные характеристики пласта (гидропроводность, скорость фронта диссоциации, скин-эффект).
Результаты исследований использовались в научно-исследовательской работе, выполненной для ОАО «Газпром».
Защищаемые положения:
аналитическое автомодельное решение термогидродинамической модели притока пластовых флюидов к скважине из бесконечного пласта насыщенного гидратом, газом и водой при объемном режиме диссоциации газогидрата;
научные основы методов интерпретации гидродинамических исследований скважин газогидратных залежей, позволяющие по результатам измерения давления и температуры определить параметры разработки газогидратных месторождений (скорость фронта диссоциации, гидропроводность, скин-фактор).
Апробация работы. Основные результаты работы были представлены на следующих конференциях и научных сессиях:
Научная сессия аспирантов РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2012 г.;
Международная конференция «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009 г.;
Четвертая конференция геокриологов России, геологический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова, 2011 г.;
II Международная студенческая научно-практическая конференция SPE «Нефтегазовые горизонты» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010 г., первая премия;
International student scientific SPE conference “Oil and Gas Horizons II” RSU of Oil and Gas I.M. Gubkin, 2010 г., first place.
Всероссийская конференция с международным участием посвященная 100-летию со дня рождения П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь», ИПНГ РАН, 2010 г.,
IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2012 г.;
II международная конференция «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2013 г.;
- III международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и
запасы газа и перспективные технологии их освоения» (wgrr-2013) ООО «Газпром
ВНИИГАЗ», 2013 г.;
Научный семинар кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014 г.;
Научный семинар кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013-2014 гг.;
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 120 страницах, иллюстрирована 31 рисунком. Список литературы состоит из 94 наименований.
Публикации. Результаты диссертации опубликованы в 13 работах, в том числе в 5 изданиях, рекомендованных ВАК РФ, список которых приведен в конце автореферата.
Автор выражает искреннюю признательность своему научному руководителю доценту кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Васильевой З.А. и всему коллективу кафедры возглавляемому профессором А.И. Ермолаевым, профессорам Ю.Ф. Макогону, В.В. Кадету, Н.М. Дмитриеву, Ф.А. Слободкиной, доценту М.Н. Кравченко за ценные советы и консультации в процессе выполнения работы.
Анализ отечественных и зарубежных исследований по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин газогидратных месторождений
В связи с все возрастающим спросом на природный газ в последнее время значительно возрос интерес к исследованиям газовых гидратов. Природные газовые гидраты, состоящие в основном из гидрата метана, рассматриваются как перспективные источники углеводородного сырья.
История изучения газовых гидратов началась в XVIII веке с получения Дж. Пристли, Б. Пелетье, Г.Дэви и В. Карстеном гидратов сернистого газа и хлора, составы которых были определены в начале XIX века А. Деляривом и М. Фарадеем. В первой половине XX века проводились фундаментальные исследования свойств техногенных и искусственных гидратов Е. Гаммершмидтом, У. Дитоном, Е. Фростом, Д. Катцем, Р. Кобаяши. Кристаллическую структуру клатратов многих газов определили М. Штакельберг, Г. Мюллер и Л. Полинг.
В прошлом столетии теоретическими и экспериментальными исследованиями свойств газовых гидратов в СССР занимались: Г.А. Саркисьянц, И.Е. Ходанович, П.А. Теснер, Б.В. Дегтярев, Э.Б. Бухгалтер, Г.В. Пономарев, С.Ш. Бык, В.И. Фомина, Ю.П. Коротаев, А.Г. Гройсман, Д.Ю. Ступин, Э.В. Маленко, Р.М.Мусаев и др.
Выдающийся вклад в решение проблемы существования газогидратов в природных условиях внесли И.П. Стрижов, Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, А.А. Трофимук, И.В. Черский, В.Г. Васильев.
В настоящее время в России проблемами природных газовых гидратов занимаются К.С. Басниев, Э.А. Бондарев, В.А. Истомин, A.M. Максимов, В.Б. Нагаев, Е.И. Суетнова, Г.Г. Цыпкин, Е.М. Чувилин, В.Ш. Шагапов, А.В. Щебетов, B.C. Якушев и др.
Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородных связей. Молекулы газа связаны с каркасом воды ван-дер-ваальсовскими связями. Эти соединения относятся к нестехиометрическим (т.е. к соединениям переменного состава) и описываются общей формулой М-пН2О, где М- молекула газа- гидратообразователя, п - число, характеризующее состав и зависящее от типа гидратообразователя (газа) и термобарических условий получения гидратов. В зависимости от числа молекул воды в гидрате различают структуру I (n=5.75) и структуру II (n=5.667). Сравнительно недавно была открыта третья газогидратная структура H. (от hexagonal - шестиугольный) образуется из двух малых и одной большой полости, содержит 12 пятиугольных и 8 шестиугольных граней. В построении элементарной структуры Н участвуют 34 молекулы Н2О. Помимо индивидуальных гидратов известны двойные и смешанные (в состав которых входит несколько газов). Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали еще в конце XVIII в. Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен[20].
Газовые гидраты являются неотъемлемым элементом приповерхностной геосферы. В отличие от большинства других эти вещества крайне чувствительно к изменениям внешних параметров среды. Небольшое изменение температуры или давления может привести к превращению прочно сцементированных гидратосодержащих пород в разжиженную массу и к освобождению огромных количеств газа, делающего этот процесс необратимым. Инициаторы таких процессов могут быть самые разнообразные. Это вулканическая деятельность, понижение уровня Мирового океана, повышение температуры у основания зоны стабильности за счет продолжающегося процесса седиментации и, наконец, деятельность человека. По оценкам специалистов запасы углеводородного сырья (в основном метана) в газогидратном виде заметно превышает запасы топлива на Земле во всех остальных видах, вместе взятых [11].
Существует достаточно большое количество гидратов различных газов. Состав газа определяет условия образования гидратов - чем больше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. Из всего разнообразия гидратов в нефтепромысловой практике интересны гидраты углеводородных газов. К основным характеристикам гидрата относится возможность связать от 70 до 300 объемов газа для одного объема воды при образовании гидрата (поменяла местами). В 1 м3 гидрата может содержаться 160 м3 метана при нормальных условиях, при этом объем занимаемый газом в гидрате не превышает 20% [20]. Удельный объем воды при переходе в гидратное состояние увеличивается на 26-32%, удельный объем газов изменяется на несколько порядков.
Условия образования (разложения) гидратов принято изображать в виде гетерогенных диаграмм состояния в координатах р-Т. Такие диаграммы обычно строят на основе экспериментально получаемых точек зависимости условий образования (разложения) гидрата исследуемого газа в заданном диапазоне давления и температуры. Типичная диаграмма этого вида приведена на рисунке 1.1 для системы Н20-СН4.
На представленной диаграмме гидрата метана кривая АВ разделяет области существования льда и воды, характеризуя температуру замерзания водного раствора. Кривая DO является границей области существования смесей газ-гидрат (лед-гидрат) и газ–лед, а кривая CO – смесей газ-гидрат (вода– гидрат) и газ-вода. В квадрупольной точке O, где пересекаются три кривые, сосуществуют четыре фазы (вода, лед, гидрат, газ). Во всех случаях для систем газ-вода точка O располагается в окрестности Т = 273 К. Линии DO и CО отвечают равновесным параметрам разложения газового гидрата.
Наибольший практический интерес представляет равновесие «газ-вода-гидрат». Равновесные параметры гидратообразования в этом случае описываются обычно аналитическими зависимостями вида [13]: где Pd - равновесное давление диссоциации гидрата, соответствующее температуре T, А, В - эмпирические параметры, зависящие от вида газогидрата. К настоящему времени накоплен большой экспериментальный материал по физическому поведению природных систем, содержащих газовые гидраты. Этот материал позволяет сделать выводы качественного характера, приведенные, например, в книге Ю.Ф. Макогона [20]. Процессы разложения и образования гидратов в природных пластах принципиально отличаются от процессов в свободном пространстве, так как в значительной мере определяются теплофизическими и фильтрационными свойствами гидратосодержащих пород [36].
Газовые гидраты имеют широкое распространение в природе. Область их существования приурочена к морским донным осадкам и к областям многолетнемерзлых пород. Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и диоксида углерода. Сегодня запасы углеводородного сырья (в основном метана) в газогидратном виде оцениваются как 1.5- 2 1016 м3 [11, 20], что заметно превышает запасы топлива на Земле во всех остальных видах, вместе взятых. Учитывая это, газовые гидраты в настоящее время рассматриваются как один из перспективных источников энергии. Однако, пристальное внимание газовые гидраты привлекают не только в связи с использованием их как топлива и химического сырья, но и с обеспокоенностью тем, что в результате выделения метана в атмосферу, как при разработке газогидратных месторождений, так и при относительно небольших изменениях термодинамических (климатических) условий, близких к границе фазовой устойчивости газовых гидратов, неизбежно возникнут серьезные экологические и климатические проблемы [18]. Одна из возможных и наиболее вероятных на сегодняшний день проблем - это глобальное потепление Земли, вызванное усилением парникового эффекта в результате выделения метана в атмосферу [26].
Автомодельная постановка задачи притока пластовых флюидов к скважине из гидратонасыщенного бесконечного пласта
Важно отметить, что равновесная схема диссоциации гидрата предполагает, что его интенсивность лимитируется подводом скрытой теплоты гидратообразования. Согласно современным представлениям [66] образование частиц гидрата сопровождается неравновесными процессами, связанными с диффузией гидратообразующего газа к поверхности контакта вода - гидрат через слои воды и гидрата. Однако, как было показано в работе [32], характерные времена релаксации диффузионной неравновесности очень малы по сравнению с промежутками времен, которые представляют интерес в рассматриваемой задаче.
Уравнение сохранения энергии фильтрационного потока газа в пласте основано на уравнении энергетического баланса некоторого малого объема пористой среды, при этом за основу принимается равенство температур породы и насыщающих ее жидкостей и газов:
Здесь Т - температура, f] - дифференциальный адиабатический коэффициент, ц/-коэффициент дросселирования (Джоуля-Томсона), qh - удельная теплота диссоциации гидрата. При расчете теплоемкости и теплопроводности используем аддитивную схему с учетом составляющих компонентов: CP = Р,с,(1-т) + P jnsw(1-sh) + Pgcgm(1-sw)(1-sh) + mshPhch, A = Ar(1-m) + Awmsw(1-sh) + Am(1-sw)(1-sh) + Ahmsh, здесь cp - произведение теплоемкости на плотность в зоне фазового перехода, X - теплопроводность.
Математическое описание процессов переноса фазовыми переходами строится на основе задачи Стефана, которая в классической постановке предполагает, что фазовый переход моделируется фронтом, который является поверхностью слабого разрыва функции температуры, давления [34].
На поверхности разрыва между областями, выполняются соотношения, следующие из условий баланса массы и тепла:
Разрыв тепловых потоков вызван поглощением энергии на фронте в задачах плавления или её выделением в задаче кристаллизации [34]. Градиенты температуры и давления, а также насыщенности фаз на границе разрывны, их абсолютные значения остаются непрерывными. Т_=Т+=Т , Р=Р+=РЯ. (2. 1.15) Положение фронта фазового перехода относительно среды изменяется со временем и находится в процессе решения задачи [36]. Граничные условия на стенке скважины (r=rw ) имеют вид: ( дтЛ 2яМТ,Л Р дР} W = -2nl\r , Qtm= ss. k г— , (2.1.16) mУ drJr-rw patmMg Kg T дгJr=rw где W, Q - тепловой и объемный потоки через границу скважины радиуса rw, Раш атмосферное давление, ТаШ - температура при атмосферных условиях.
В общей постановке на стенке скважины заданы объемный и тепловой потоки, что соответствует комбинированному методу разработки. Депрессионному методу будет соответствовать случай, когда тепловой поток через скважину отсутствует. Также задаются начальные значения искомых функций, характеризующие невозмущенное состояние пласта при /=0 Р = Р0, Т = Т0, sw =sw0, sh =sh0. (2.1.17) Таким образом, сформулированная задача (2.1.5-2.1.17) представляет собой систему дифференциальных уравнений параболического типа, с граничными условиями на стенке скважины и на подвижной границе фазового перехода. 2.1.1. Автомодельная постановка задачи притока пластовых флюидов к скважине из гидратонасыщенного бесконечного пласта
На основе анализа размерностей п - теоремы, сформулированная задача при постоянных граничных условиях имеет автомодельное решение вида: где L и г - характерные радиус и время. Далее для простаты описания черточки, для введенных безразмерных переменных, опускаются.
После подстановки закона фильтрации (2.1.1) в уравнения состояния (2.1.4) и перехода к безразмерным переменным автомодельным переменным система основных уравнений (2.1.5-2.1.9) примет вид:
В силу того, что численное решение может существовать только на конечных интервалах, полубесконечный интервал (5 оо) заменяется конечным ( ) так, чтобы вблизи правой границы ( ) решение практически не менялось. Тогда условия на дальней границе ( Е, =Е,к) (невозмущенная область) примет вид:
Численный расчет комбинированного метода разработки состоит из совместного решения системы из двух задач Коши (2.1.19-2.1.23), связанных условием на фронте фазового перехода (2.1.24-2.1.26). Для решения поставленной задачи был использован полуаналитический метод «пристрелки» (shooting method), заключающийся в итерационном решении неизвестных функций в зависимости от автомодельной переменной (Т(ф, Р(ф, sw(,), Sh(,)) для каждой из областей.
Алгоритм решения задачи заключался в подборе неизвестных условий на невозмущенной границе & и последовательном решении задач Коши для системы, описывающую область фазовых переходов ( ), а затем для области двухфазной фильтрации ( 0 ). В результате решения в зоне фазового перехода ( ) получаем значения искомых функций на поверхности разрыва
Анализ решения задачи диссоциации гидрата с объемной областью фазовых переходов
В данной главе исследуются решения объемной задачи разложения (2.2.18-2.2.24). Объемный режим диссоциации (коэффициент С1 0) характеризуется превалированием механизма передачи давления над механизмом теплопередачи (кривая (1) рисунок 3.3) и осуществляется при низких тепловых потоках на скважине (область под кривой рисунок 3.2).
Если соотношение между дебитом и тепловым потоком соответствуют области над кривой (рисунок 3.2), то режим разложения в зоне объемных фазовых переходов меняется на режим образования гидрата (коэффициент С1 0), характеризуется превалированием процесса теплопередачи и осуществляется при значительном тепловом потоке на скважине. Данный режим характерен для малопроницаемых пластов при небольшом дебите газа.
Однако в обоих случаях на границе фазовых переходов имеет место скачек насыщенности.
Из рисунка 3.3 видно, что результаты аналитического решения имеют высокую степень согласованности с численными расчетами в зоне фазового перехода (2% по абсолютной величине), и удовлетворительную степень согласованности в талой зоне (не более 5 % по абсолютной величине).
При объемном режиме разложения (кривая (1) - рисунок 3.3.а) в случае относительно высокой проницаемости (а %) снижение температуры и давления в трехфазной области обусловлено высокой интенсивностью фазовых превращений, которые сопровождаются поглощением скрытой теплоты диссоциации газогидрата, достигая минимума на фронте диссоциации. В случае низкой проницаемости (кривая(1) рисунок 3.3б) снижение давления и температуры обусловлено как фазовыми превращениями гидрата, так и фильтрацией газа и воды в области фазовых переходов, что приводит к еще большему снижению давления по сравнению со случаем с высокой проницаемостью.
В режиме объемного разложения образуется протяженная область диссоциации гидрата перед фронтом, тем самым увеличивая значения функции водонасыщенности по направлению к фронту. Увеличение дебита газа приводит к увеличению области диссоциации и снижению доли гидрата на скачке насыщенности. Таким образом, с повышением величины расхода газа, схема процесса все больше отличается от рассмотренной выше схемы с фронтальной поверхностью разложения гидрата.
Если соотношение между дебитом и тепловым потоком соответствуют области над кривой (рисунок 3.2), то разложение гидрата происходит только на подвижной границе, а за фронтом происходит образование гидрата. При осуществлении режима образования гидрата на фронте диссоциации выделяются значительные объемы газа, которые не «успевают» оттекать от фронта, что приводит к увеличению температуры и давления, и образованию гидрата за фронтом диссоциации. Давление в этом случае имеет наибольшее значение (выше начального) на фронте.
Таким образом, исходя из рис. 3.4 видно, что решение при объемных фазовых переходах на кривой фазового равновесия невелико, что допускает условия линеаризации условий термодинамического равновесия. При этом граничные условия должны находиться вблизи параметров существования фронтовой модели.
Методика проведения испытания и интерпретации исследования скважин газогидратного месторождения на нестационарных режимах фильтрации.
Результаты решения нестационарной задачи притока к скважине можно использовать для создания технологий исследования скважин. Методика строится на основе аналитического решение объемной задачи диссоциации гидрата для талой области.
Для любого режима диссоциации газового гидрата формула притока газа к скважине имеет вид: при rw r S Jt Особенностью исследования скважин газогидратного месторождения является то, что температурный процесс притока тепла к скважине и фильтрационный процесс движения флюида связаны фазовым переходом и условием равновесия на нем.
Помимо стандартных параметров, которые определяются при исследовании газовых скважин (продуктивность, скин-фактор, проницаемость), в случае газогидратного месторождения необходимо также определить положение границы диссоциации гидрата R = Syjt, а также давление и температуру на ней.
В виду того, что процесс разработки газогидратного месторождения сопровождается значительными поглощениями тепла (эндотермический процесс), при исследовании скважин газогидратного месторождения замеры отклика температуры будут наиболее характерными для описания процесса диссоциации и решения обратной задачи. Поэтому при проведении исследований предлагается наряду с замерами давления на забое проводить замеры температуры. Интерпретацию результатов гидродинамических исследований скважин рекомендуется проводить одновременно на кривых стабилизации и восстановления давления и температуры.
Поскольку дифференциальные уравнения пъезопроводности и температуропроводности (2.2.3, 2.2.6) являются линейными, то к их решению применим метод суперпозиции. 4.1.1. Интерпретация кривых стабилизации давления и температуры Вследствие того, что распространение границы диссоциации зависит от времени скважины то для более достоверной интерпретации исследование следует проводить после пуска скважины в эксплуатацию.
Интерпретация исследования скважин по упрощенным формулам
Применение стандартных методов интерпретации Отбор пластовой воды во время первого периода притока, указывает на способность фильтрации остаточной воды в гидратонасыщенных пористых средах. По оценкам насыщенность подвижной воды составила примерно 15% [71]. Таким образом, исследования показали, что присутствие воды в качестве подвижной фазы является необходимым условием для начала снижения давления в гидратосодержашем пласте, которые не находится в контакте с подстилающей свободной водой или газом.
При отсутствии разложения гидрата, кривая восстановлении давления может быть проанализирована с использованием стандартных методов интерпретации однофазных потоков [73]. По результатам интерпретации кривой восстановления давления (рис 4.8 остановка-1период) эффективная проницаемость породы по воде в присутствии гидрата составила 0,1-0.4 мД. Несмотря на то, что период притока составил всего 15 минут, после остановки скважины были получены подходящие для интерпретации данные восстановления давления.
Второй период притока, не является подходящим для определения петрофизических параметров пласта стандартными методами, из-за присутствия эффектов не связанных с работой пласта (влияние ствола скважины, диссоциация гидрата). Темп восстановления давления в эти периоды был более "затяжной" по сравнению с тем, что наблюдалось после первого периода притока.
В течение второго периода притока давление на забое скважины было снижено ниже равновесного, несмотря на это, газа, на входе в пробоотборник, оптическим анализатором жидкости обнаружено не было, что первоначально было в противоречии с ожиданием по добычи газа от диссоциации гидрата. Однако доказательства наличия гидрата в пласте было получено, позднее, во время периода восстановления давления (рис. 4.8 остановка -2 период). Длительное восстановление давления после второго периода притока, указало на наличие сжимаемого газа в кольцевом пространстве прибора MDT.
Третий период притока и восстановления были самыми длительными из всей серии экспериментов (продолжительность притока -2 часа, остановка-4.5 часа). Характерной особенностью является наличие перегиба кривой восстановления давления (рис.4.8 в момент времени 6-7 часов), что, вероятно, указывает на изменение режима течения или на другие значительные изменения в физических процессах, влияющих на восстановление давления.
На рисунке 4.9. приведен график зависимости коэффициента влияния ствола скважины от накопленной добычи жидкости, который указывает на увеличение сжимаемости, после окончания каждого из периодов притока, что свидетельствует об увеличении объема газа в кольцевом пространстве между прибором MDT и стволом скважины. Несмотря на то, что на рисунке приведена линейная зависимость, можно предположить, что, как только, весь объем пустот в кольцевом пространстве ствола скважины заполняется газом, коэффициент влияния ствола скважины также установится.
Первый период притока и остановки имеет большое практическое значение, так как проводился при отсутствии диссоциации гидрата метана, анализ кривой восстановления давления не требует применения специальных методов интерпретации и может, с достаточно большой точностью, быть проанализирован стандартным методом [9]. В результате было получено значение эффективной проницаемости 0.1-0.4 мД при гидратосодержании 65%. При этом значение абсолютной проницаемости породы по данным керновых исследований составило 1000 мД. Исходя из полученных значений эффективной и абсолютной проницаемости, был настроен параметр N, степенной зависимости между абсолютной проницаемостью и гидратонасыщенностью (2.1.4): , N=5 Kh = K0(1 -sh)N На основе стандартных методов интерпретации, по данному испытанию, было получено ограниченное количество основных параметров пласта (пластового давление и проницаемость породы по воде в присутствии гидрата). Более детальная интерпретация (радиус фронта диссоциации, абсолютная проницаемость, пъезопроводность, скин-фактор) является затруднительной, из-за проблем связанных с влиянием ствола скважины и эффектом от диссоциации гидрата. Помимо этого, применение стандартных методов интерпретации для второго и третьего периодов остановки скважины осложнено влиянием подвижной границы диссоциации и неизотермичностью процесса, а так же нелинейностью восстановления и падения давления и температуры, выражающееся в гистерезисе процессов образования и разложения гидрата.
Принимая во внимание тот факт, что интерпретация исследования скважины стандартными методами является затруднительной по ряду причин, описанных выше, поэтому для целей более детального анализа особенностей механизма фильтрации, определения статистических и динамических параметров и степени их влияния на потенциальной долгосрочную добычу газа, группой исследователей было проведено термогидродинамическое моделирование процесса добычи газа с применением различных симуляторов (CMG-STARS, HydrateResSim, MH21-HYDRES, STOMP-HYD, and TOUGH, HYDRATE). В работе принимали участие различные исследователи из США, Японии, Канады. Контроль и руководство, а также анализ результатов осуществился Американской Национальной Лабораторией Энергетических Технологий(NETL) [51].
При создании динамических моделей призабойного пространства скважины была использована подробная информация, полученная из анализа кернового материала и каротажных данных (табл.4.2). На основе анализа данных, полученных из мелкомасштабных экспериментов по притоку MDT, а также методики проведения экспериментов было решено, что наиболее точными являются показания давления, наименее точным являются значения дебита газа и воды [63].
Исследователи использовали широкий спектр подходов при адаптации моделей к истории эксперимента. Например, общее количество ячеек сетки, используемое для описания моделируемой части пласта, варьировалось от 360 до более чем 10000.