Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертации 13
2 Методика и программа расчета влагосодержания пластовых газов газовых и газоконденсатных месторождений 19
2.1 Разработка алгоритма вычисления влагосодержания газа в широком диапазоне термобарических параметров 19
2.2 Создание термобарической матрицы на основе экспериментальных и расчетных данных влагосодержания метана 21
2.3 Создание матрицы поправок на природу газа и определение поправки на минерализацию остаточной воды 26
2.4 Описание программы по вычислению влагосодержания газа 30
3 Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений 36
3.1 Зависимость влагосодержания газа от давления, минерализации остаточной воды и температуры 36
3.2 Динамика влагосодержания газа разрабатываемых месторождений с различными термобарическими параметрами ... 40
3.2.1 Причины изменения влагосодержания пластовых газов 40
3.2.2 Влагосодержание пластового газа низкотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений (до 100 С) 42
3.2.2.1 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение 42
3.2.2.2 Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение 44
3.2.2.3 Газоконденсатное месторождение GE 46
3.2.3 Влагосодержание высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений 47
3.2.3.1 Мирненское газоконденсатное месторождение
3.2.3.2 Газоконденсатная залежь пластов KiVIII3+VIIl4+IX+IXa месторождения Русский Хутор Северный 49
3.2.3.3 Газовое месторождение Смит Лиз 51
3.2.4 Сопоставление накопленных отборов конденсационных вод из месторождений с различными начальными параметрами 52
3.3 Влияние водяного пара на состав пластового газа 53
3.4 Определение конденсатогазового фактора с учетом газового эквивалента конденсата и конденсационной воды 55
3.5 Влияние фазовых переходов воды на газо- и конденсатоотдачу 57
3.5.1 Определение истинной газоотдачи залежи 57
3.5.2 Достигнутые величины газо- и конденсатоотдачи 58
3.6 Влияние фазовых переходов воды на формирование оторочек флюидов в газоконденсатной залежи при внедрении пластовых вод 60
3.7 Повышение конденсатоотдачи при отборе газа 67
3.8 Глобальная флюидодинамика в газоконденсатном месторождении 69
4 Фазовые переходы углеводородов и воды при сайклинг-процессе и их влияние на углеводородоотдачу 75
4.1 Некоторые особенности сайклинг-процесса на месторождении GE 75
4.2 Возможные механизмы повышения конденсатоотдачи при сайклинг-процессе в месторождении GE 87
4.2.1 Частичное испарение ретроградного конденсата в нагнетаемый сухой газ 87
4.2.2 О растворимости углеводородов в сжатых газах. Результаты экспериментальных исследований 88
4.3 Оценка объёмов испарения ретроградного конденсата от парциального давления водяного пара 94
4.4 Масштабы осушения пласта-коллектора при сайклинг-процессе.. 97
4.5 Масса солей, выпадающих в поровом пространстве в зоне испарения остаточной воды 104
4.6 «Высаливание» растворенного в остаточной воде газа 105
5 Особенности проектирования разработки высокотемпературных газовых месторождений с учётом фазовых переходов воды 107
5.1 Алгоритм расчётов основных параметров разработки 107
5.2 Параметры разработки высокотемпературных газовых месторождений 113
5.3 Определение истинной флюидоотдачи газовых и
газоконденсатных месторождений 122
Заключение 127
Список использованных источников
- Создание термобарической матрицы на основе экспериментальных и расчетных данных влагосодержания метана
- Динамика влагосодержания газа разрабатываемых месторождений с различными термобарическими параметрами
- Газоконденсатная залежь пластов KiVIII3+VIIl4+IX+IXa месторождения Русский Хутор Северный
- О растворимости углеводородов в сжатых газах. Результаты экспериментальных исследований
Создание термобарической матрицы на основе экспериментальных и расчетных данных влагосодержания метана
первой половине прошлого века зарубежные учёные обнаружили способность природных газов абсорбировать воду при любых термобарических параметрах в диапазоне докритических температур для чистой воды (374,15 С), а также её рассолов (400-700 С) [104-107, ПО, 111, 113].
За рубежом в этот же период и позже были выполнены обширные аналитические и экспериментальные исследования [104-111, 113, 114] по фазовым переходам в системе «газ-вода», которые указали на необходимость учитывать присутствие парообразной влаги в пластовых газах газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений при подсчете начальных и текущих запасов газа и конденсата, при определении коэффициента сверхсжимаемости газа, а также его плотности и вязкости, коэффициента пластового объема газа и др. Были также выполнены обширные экспериментальные исследования по фазовым переходам в системах «газ-вода», «газ-высококипящие углеводороды - вода». На основе всех этих экспериментов были изданы соответствующие пособия и рекомендации, переведенные на русский язык [51, 86].
Позже в СССР и России также были выполнены многочисленные аналитические и экспериментальные исследования по определению влагосодержания различных газов в широком диапазоне термобарических параметров, а также по фазовым переходам в парогазовых и парогазоконденсатных системах [1, 3-5, 10, 12, 17, 18, 25, 26, 34, 38, 39, 41, 42, 45, 46, 52-54, 56, 59, 60, 63-66, 74, 76, 77, 88, 91-95, 97].
В настоящее время можно говорить о том, что в виде пара вода находится только в перегретых зонах земной коры, таких как Камчатка, Исландия, Новая Зеландия, Япония и др., в которых температура превышает критическую температуру для «чистой» воды. В целом же в земной коре на любой глубине в области докритических температур для воды давление настолько высокое, что вода может находиться только в жидкой фазе. И только в случае присутствия в земной коре скопления газа от зародышевых пузырьков до залежей в этой «запретной» для газовой фазы воды зоне присутствует водяной пар в качестве составной части парогазовых систем.
Было установлено, что гомогенные образования природных газов, от зародышевых пузырьков до гигантских газовых залежей, при контакте с водой практически при любых термобарических параметрах в докритической области для воды и ее растворов всегда представлены парогазовой смесью.
В течение продолжительного времени в СССР детально рассматривались проблемы генезиса конденсационных вод [5, 40, 95, 96], определения влагосодержания пластовых газов [9, 10, 12, 18, 19, 23, 27, 28, 37, 38, 41, 43, 48, 58, 65, 66, 82, 91-95, 98, 103, 115], использования ионного состава конденсационных и пластовых вод для контроля за обводнением эксплуатационных скважин и отдельных газовых и газоконденсатных залежей [9, 12, 19, 29, 57, 99]. При этом следует помнить, что при фазовых переходах флюидов пластового газа происходит фракционирование «растворенных» в них химических элементов [69].
Несмотря на полную теоретическую и практическую доказанность присутствия парообразной влаги в пластовых газах практически всех газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и ее возможного влияния на их разработку, в России до последнего времени в большинстве случаев не рассматривалось влияние фазовых переходов воды на подсчет начальных и текущих запасов газа и конденсата, а также непосредственно на эксплуатацию реальных месторождений [24, 28, 31, 44, 71, 79, 83]. По-видимому, объясняется это прежде всего тем, что большинство эксплуатируемых отечественных газовых и газоконденсатных месторождений имеют сравнительно низкую пластовую температуру [16, 17, 28], в основном до 50-70 С, поэтому влагосодержание газа является незначительным. Следует сразу же отметить, что и для низкотемпературных залежей требуется тщательный контроль за динамикой влагосодержания пластового газа [19], в особенности для месторождений с огромными запасами газа типа Уренгойского, Ямбургского, Бованенковского и др., при разработке которых даже при низком влагосодержании газа извлекаются на поверхность огромные объемы пресных конденсационных вод.
Между тем в различных нефтегазодобывающих регионах мира уже открыты и в дальнейшем будут открываться газовые и газоконденсатные залежи с очень высокой пластовой температурой [30, 67, 68, 70, 72, 80, 84, 85, 102] (таблица 1.1), влагосодержание газа в которых может достигать значительных величин, вплоть до 20 об. % водяного пара в пластовом газе.
В качестве эмпирического материала можно привести многочисленные примеры получения конденсационных вод на газовых и газоконденсатных месторождениях мира, которые представляют собой дериват сконденсировавшегося водяного пара, являющегося составной частью любых пластовых газов.
Влагосодержание (W) выражается либо в мольных долях, либо в г/м [37, 86]. Влагосодержание зависит от природы газа (СН4, С02, H2S, N2 и др.), температуры, давления, минерализации сопряжённой с газом воды [37, 86].
Для лучшего понимания происходящих в газоконденсатных залежах процессов следует отметить, что пластовый газ газовой залежи представлен двумя составляющими: газом-растворителем и водяным паром, т.е. парогазовой системой (рисунок 1.1). Пластовый газ газоконденсатной залежи представлен тремя составными частями: газом-растворителем (газом-абсорбентом), парами высококипящих углеводородов (для алканов Cs+в) И водяным паром, т.е. парогазоконденсатной системой. Под термином «пластовый газ» каждый раз подразумевается одна из упомянутых систем. Пластовый газ условно рассматривается в качестве гомогенной газовой фазы. В каждой газовой или газоконденсатной залежи соотношение указанных компонентов индивидуально. При анализе эксплуатации газоконденсатной залежи эффективность её разработки всегда следует определять по достигнутой флюидоотдаче, т.е. по пластовому газу.
В газоконденсатной залежи, разрабатываемой при упруговодонапорном режиме, сопровождающимся снижением пластового давления, одновременно происходят фазовые переходы высококипящих углеводородов (Сб+в), остаточных вод и парообразной влаги (водяной пар пластового газа). При этом пары углеводородов частично конденсируются в пласте, а остаточная вода, наоборот, частично испаряется. Конденсация паров углеводородов сопровождается захватом молекул «чистой» воды, т.е. наряду с испарением остаточной воды одновременно происходит и процесс «конденсации» паров воды (см. раздел 3.6). При сайклинг-процессе закачка сухого газа в пласт обуславливает испарение остаточной воды в количестве, обеспечивающем равновесное состояние пластовой парогазоконденсатной системы. Чем выше пластовая температура, тем масштабнее фазовые переходы воды и углеводородов. Непосредственно для условий реальных месторождений эти процессы изучены недостаточно.
В 70-80 годы прошлого столетия в СССР в научно-исследовательских институтах были созданы программы по расчету влагосодержания газов для различных термобарических параметров газовых и газоконденсатных залежей. Подобная программа была создана и в СевКавНИИгазе на базе вычислительных машин ЕС-1032. В 90-х годах прошлого столетия программа была утеряна.
В связи с тем что в дальнейшем будут открываться газовые и газоконденсатные месторождения со все более жесткими термобарическими параметрами, в которых фазовые переходы воды будут оказывать всё большее влияние на разработку газовых и газоконденсатных залежей, настала необходимость создания новой программы по расчету влагосодержания пластового газа в широком интервале температуры и давления, и оценки влияния фазовых переходов воды на примере ряда уже эксплуатируемых, а также открытых месторождений с высокими пластовыми температурами. В данном случае неучёт газовых эквивалентов конденсата и воды в высокотемпературных месторождениях будет приводить к значительным ошибкам как в подсчете начальных и текущих запасов газа и конденсата, так и в определении газо- и конденсатоотдачи.
Динамика влагосодержания газа разрабатываемых месторождений с различными термобарическими параметрами
На рисунке 2.2 приводятся зависимости влагосодержания метана от величины 1/Р парогазовой смеси. В принципе отмечается почти прямая зависимость для всех приведенных температур.
Наличие линейной зависимости влагосодержания от величины 1/Р проверялось для ряда других газов: для этана, пропана, азота, водорода. Оказалось, что известная формула Бюкачека выполняется только для водорода. Это обстоятельство только усиливает необходимость отказа от поиска аналитической зависимости W =/(Т, Р) для природных газов.
Опорная матрица алгоритма для определения влагосодержания создавалась следующим образом. Для каждой температуры, указанной в таблице 2.1, выполнялась аппроксимация влагосодержания W по величине 1/Р кубическими сплайнами при любом заданном давлении.
Результаты аппроксимации по давлению, приведенные в таблице 2.3, показаны на рисунках 2.3 и 2.4. На малую величину погрешности указывает незначительное отклонение фактических данных от кривых аппроксимации. Аппроксимация влагосодержания метана по температуре выполнялась с помощью MathCAD при любой заданной температуре в интервале от 37,8 до 120,2 С. Аналогичным образом выполнялись аппроксимации при остальных давлениях, вплоть до 10 МПа. При более высоких давлениях аппроксимация выполнялась в пределах температур, указанных в таблице 2.3. Результаты аппроксимации по температуре приведены в таблице 2.4.
Создание матрицы поправок на природу газа и определение поправки на минерализацию остаточной воды Поправка на плотность Поправка на относительную плотность обезвоженного пластового газа зависит от плотности газа и его температуры, по [37] берётся из графика указанной зависимости. На этом графике приведены кривые зависимости поправки от плотности для ряда температур, не превышающих 150 С.
Все кривые были сканированы, а затем оцифрованы с помощью программы GetData в виде двумерной матрицы (таблица 2.5).
Для расширения области поправок на температуру необходимо данные таблицы 2.5 аппроксимировать полиномом какой-либо степени, а затем полученные выражения экстраполировать в область более высоких температур. Из таблицы 2.5 сделана выборка с шагом 30 С для последующей экстраполяции поправок в область более высоких температур (таблица 2.6).
При рассмотрении графика зависимости поправок от температуры и относительной плотности очевидно, что каждой кривой соответствует определенная серия аргументов, поэтому сначала для каждой температуры в пределах от 30 до 150 С аппроксимировали поправки для ряда выбранных численных значений р/р0. Затем выполняли аппроксимацию по температуре при каждой фиксированной относительной плотности и экстраполировали полученную зависимость в область более высоких температур.
Из рисунка 2.5 виден нелинейный характер зависимости поправок от температуры. Поправки при каждой относительной плотности в интервале от 30 до 150 С были аппроксимированы полиномами второй и третьей степени. Рисунок 2.5 - Зависимости поправок от температуры
Экстраполяция полиномом второй степени ведёт к завышению, а полиномом третьей степени - к занижению экстраполируемых искомых численных значений поправки на природу газа. Полиномы более высоких степеней только ухудшают результат. Поэтому для научных расчётов поправки в области температур 150-300 С для экстраполяции ограничились линейным приближением в виде касательной к кубической параболе при температуре 150 С (рисунок 2.6). Область экстраполированных значений поправок в таблице 2.6 выделена жирным шрифтом. 1,65
Поправка на минерализацию остаточной воды Cs определяется по рисунку 2.8 [37]. Приведенная линия является прямой, уравнение которой имеет вид: Cs = -0,0023х + 1,0007, где х - значение минерализации, г/л. Данное уравнение используется в интервале значений минерализации от 0 до
В программе имеется возможность задавать значения температуры и давления в различных единицах измерения. Для задания температуры значение вводится в соответствующее поле, затем выбирается единица измерения (гр. Цельсия, Кельвин, Фаренгейт). Программа позволяет определять влагосодержание газа одновременно для нескольких давлений, значения которых вводятся двумя способами: вручную (путем ввода значения и нажатия на кнопку «Добавить в список»), и путем загрузки из файла (кнопка «Загрузить из файла»). В данном разделе имеется возможность удаления либо одного (кнопка «Удалить запись»), либо сразу всех значений давления (кнопка «Удалить все записи»). На рисунке 2.10 приведены разделы минерализации и относительной плотности. При введении значений, выходящих за указанные интервалы, выводится соответствующее предупреждение об уменьшении точности вычисления.
После введения всех параметров необходимо нажать на кнопку «Вычислить», которая формирует итоговую таблицу вычисленных значений. Итоговая таблица содержит начальные данные (температура и давление), результаты промежуточных (влагосодержание смеси Wo, поправка на плотность, поправка на минерализацию) и конечных вычислений (влагосодержание в мольных долях водяного пара в парогазовой смеси, а также в граммах водяного пара на м пластовой смеси и на м газа-носителя (обезвоженного газа)). В программе имеется возможность выделять и копировать либо одно значение, либо выбранный интервал значений таблицы.
Газоконденсатная залежь пластов KiVIII3+VIIl4+IX+IXa месторождения Русский Хутор Северный
Следует особо отметить тот факт, что американские специалисты с первой половины прошлого века учитывают газовый эквивалент извлекаемых с газом конденсата и воды [51, 86]. Данный подход позволяет более точно определять различные важные параметры разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений, такие как начальный и текущий состав газа, начальный и текущий конденсатогазовый фактор, текущие и конечные коэффициенты газо- и конденсатоотдачи [24]. На примере газоконденсатной залежи месторождения Русский Хутор Северный покажем расхождение между величинами конденсатогазового фактора с учетом и без учета газового эквивалента извлеченных конденсата и конденсационной воды.
Выполненное выше определение в динамике газового эквивалента добытого конденсата и извлеченной конденсационной воды позволяет сопоставить истинные величины конденсатогазового фактора (КГФ) с теми величинами, которые до настоящего времени обычно используются многими промысловыми службами. Иногда КГФ определяется как отношение добытого количества конденсата 2конд- к газУ сепарации 2газ сеп., т.е. делением на одну из трех составных частей пластовой парогазоконденсатной смеси. Истинная величина КГФ находится делением количества добытого конденсата на количество пластового газа, состоящего из газа-растворителя, паров высококипящих УВ Q и паров воды вгаз ф
Неучёт газового эквивалента извлеченных из залежи конденсата и конденсационной воды приводит к значительному искусственному увеличению конденсатогазового фактора (таблица 3.12). Годы Добыча газа,3млн. м Добыча конденсата Выход конденсата, г/м Разница,г/м сепарации «обезвоженного» пластового жидкая фаза, тыс. т газовый эквивалент,3млн. м по газу сепарации по «обезвоженному» газу по пластовому газу 1977 13 15,11 15,32 11 2,11 846 728 718 128
Так, при расчёте конденсатогазового фактора по газу сепарации он изменяется в пределах 250-1000 г/м , в то время как его фактические величины находятся в пределах 235-826 г/м . За 20-летний период разработки рассматриваемой залежи конденсатогазовый фактор, рассчитанный по свободному газу, в среднем завышен по сравнению с фактической величиной на 76,45 г/м (рисунок 3.11). 12 10 05 800
В таблице 3.13 приведена динамика темпов отбора газа без учёта и с учётом газового эквивалента добываемого Cs+в И отбираемой конденсационной воды пласта Ша месторождения Русский Хутор Северный. Как видно из таблицы, в действительности темп отбора пластового газа с учётом газового эквивалента добываемых конденсата и конденсационной воды превышает таковой для газа сепарации.
Из таблицы видно, что фактический отбор пластового газа превышает отбор газа сепарации на 48,4 млн. м (на 10,29 %). Таким образом, действительный темп отбора пластового газа превышает получаемый по используемой методике на 10,29 %. Это очень заметная разница, так как подобную величину отбора пластового газа в процентах иногда получают за многие годы доразработки залежей.
Газовый эквивалент накопленной добычи конденсата и конденсационной воды равен соответственно 41,80 и 6,58 млн. м Таблица 3.13 - Газоотдача по залежи пласта Ша месторождения Русский Хутор Северный Годы Добыча газа Отбор Газоотдача, % сепарации,3млн. м пластового газа,3млн. м по газу сепарации по пластовому газу за год с начала разработки за год с начала разработки за год с начала разработки за год с начала разработки
В таблице 3.14 приведена динамика газоотдачи по пластовому газу и конденсатоотдача по залежи пласта Ша месторождения Русский Хутор Северный. Полученные конечные величины (газоотдача - 92,68 % конденсатоотдача - 64,48 %) позволяют считать процесс разработки залежи пласта Ша весьма эффективным. Конечно, имеются примеры достижения более высокой конденсатоотдачи на некоторых газоконденсатных месторождениях, но это, как правило, относится к газоконденсатным месторождениям с применением установок низкотемпературной сепарации.
На газоконденсатных месторождениях Восточного Ставрополья сепарация газа осуществлялась при сравнительно высоких температурах, поэтому определенная часть паров УВ уносилась с газом. Если бы мы имели возможность оценить потери С5+В, то мы получили бы большую величину конденсатоотдачи. На рисунках 3.12, 3.13 в наглядной форме приведено соотношение добываемых в газовой фазе паров высоко кипящих УВ и воды.
Внедряющаяся пластовая вода в газовую или газоконденсатную залежь в процессе разработки, обладающая значительно более высокой плотностью и вязкостью по сравнению с заполнявшим ловушку газом, частично вытесняет остаточную воду, формируя из неё микровал (или микрооторочку в случае поступления пластовой воды по периметру всей залежи). За микровалом остаточной воды идёт вал ретроградного конденсата, вытесняемого внедряющейся в залежь пластовой водой. Следует особо отметить, что вал конденсата представлен обратной эмульсией - «вода в конденсате».
Прохождение вала конденсата через призабойную зону обводняющихся эксплуатационных скважин отмечается целым рядом факторов. По скважине 17 Староминского газоконденсатного месторождения до подхода вала конденсата среднее содержание хлорид-иона в конденсационной воде составляло 944,9 мг/дм , а в период прохождения вала конденсата равнялось 186,6 мг/дм , т.е. почти в пять раз меньше, что хорошо видно на рисунке 3.17. Одновременно с этим в период до подхода вала конденсата, с 01.07.1964 г. по 01.07.1965 г., средний дебит газа составлял 148,3 тыс. м /сут при среднем дебите конденсата 4,76 м /сут, а при прохождении вала конденсата с 02.07.1965 г. по 31.09.1966 г. средний дебит газа составлял 151,2 тыс. м /сут при среднем дебите конденсата 8,45 м /сут (возрастание почти в два раза, или на 3,69 м /сут). Таким образом, при прохождении вала конденсата через призабойную зону только одной скважины в течение одного года было дополнительно получено 1347 м конденсата (3,69 м /сут 365 сут = 1346,85 м ), или 1010,2 т при плотности конденсата 750 кг/м . При современной стоимости конденсата 18000 руб./т цена дополнительно добытого конденсата составила 18,184 млн. руб. Одновременное заметное понижение содержания хлорид-иона в конденсационной воде и повышение конденсатогазового фактора позволило с использованием средней скорости продвижения пластовой воды в залежь определить размеры вала конденсата по ряду скважин Ленинградского газоконденсатного месторождения. Размеры вала конденсата получены для скважин 1, 43, 4, которые соответственно составили 26, 32 и 37 м. Полученные данные по Староминскому и Ленинградскому месторождениям позволяют выполнить ориентировочную оценку дополнительной добычи конденсата по ряду скважин. В предположении, что на каждом из упомянутых месторождений как минимум в трех скважинах было дополнительно добыто по 1010,2 т конденсата. Следовательно, в шести обводняющихся скважинах дополнительная добыча конденсата составила 6061,2 т общей стоимостью 36,367 млн. руб. Учитывая тот факт, что на всех газоконденсатных месторождениях Западного Предкавказья происходило обводнение большинства действующих скважин (десятки скважин на каждом месторождении), дополнительная добыча ретроградного конденсата в результате вымывания пластовой водой была весьма значительной.
О растворимости углеводородов в сжатых газах. Результаты экспериментальных исследований
Пластовое давление газовой залежи состоит из парциального давления паров углеводородов и паров воды. Чем выше пластовая температура, тем выше парциальное давление парообразной влаги. Оценка парциального давления водяного пара для газоконденсатного месторождения GE (Р = 30,51 МПа, Т = 90 С) выполнена через мольную долю водяного пара, рассчитанную по программе, описанной во 2-й главе. Результаты расчётов приведены в таблице 4.4. Из приведенных данных видно, что даже при малом значении парциального давления водяного пара дополнительная добыча конденсата составила 344,70 тыс. т. При стоимости 1 т конденсата 18000 руб. суммарная стоимость конденсата составляет 6,205 млрд. руб. На рисунке 4.14 представлена динамика потенциального содержания Cs+в за счет парциальных давлений водяного пара и газа-растворителя.
Годы разработки Остаточные запасыгаза,млрд. м Пластовое давление на конец периода, МПа Влагосо-держание газа на конец периода, мол. доля Парциальное давление водяного пара на конец периода, МПа Парциальное давлениегаза-растворителя наконец периода,МПа СодержаниеC5+BBпластовом газе на конец периода,г/м Содержание C5+B за счет давления водяного пара на конец периода, г/м Содержание C5+B за счет давления паров УВ на конец периода, г/м Добыча конденсата за счет давления УВ, тыс. т Добыча конденсата за счет давления водяного пара, тыс. т Общая добыча конденсата, тыс. т
Годы разработки Остаточные запасы газа,млрд.3м Пластовое давление, МПа Влагосо-держа-ние газана конецпериода,мол.доля Парциальное давление вод. пара на конец периода, МПа Парциальное давление газа-растворителя на конец периода, МПа Общее содержание С5+В на конец периода, г/м Содержание С5+В за счет давления водяного пара на конец периода, г/м Содержание С5+в за счет давления паров УВ на конец периода, г/м Добычаконденсата засчет давления УВ, тыс.т Добыча конденсата за счет давления водяного пара, тыс. т Общая добыча конденсата, тыс .т
Итого 57065,35 12131,03 69196,38 Для сравнения выполнено моделирование с целью оценки «дополнительной» добычи конденсата от парциального давления водяного пара в высокотемпературной газоконденсатной залежи. За основу приняты начальные термобарические параметры газовой залежи Смит Лиз (Р=85 МПа, Т=260 С) с начальными запасами пластового газа 440 млрд. м . В данном случае условно предполагается присутствие высококипящих УВ 184,14 г/м . Оценка парциального давления водяного пара для газоконденсатной залежи выполнена через мольную долю водяного пара, рассчитанную по разработанной программе. Для определения динамики основных параметров разработки залежи темпы годового отбора газа от начальных запасов были приняты по аналогии с Челбасским газоконденсатным месторождением. В таблице 4.5 приведена «дополнительная» добыча конденсата за счет парциального давления водяного пара.
Как видно из приведенных данных, парциальное давление водяного пара в процессе разработки изменяется от 8,63 МПа до 4,48 МПа. При этом накопленная «дополнительная» добыча конденсата составила 12,131 млн. т.
Известно, что все породы земной коры, включая нефтегазонасыщенные коллекторы месторождений углеводородов, в той или иной степени насыщены водой [11], и её количества всегда достаточно для полного насыщения парообразной влагой любых по размерам гомогенных скоплений природных газов, включая гигантские газовые и газоконденсатные месторождения. Оценка показала, что в газонасыщенном поровом пространстве газоконденсатного месторождения GE в Алжире с начальными запасами пластового газа в триасовой залежи 2358,3 10 м объём остаточной воды до начала разработки был равен 4,06-10 м , газовый эквивалент которой составляет 5,42 10 м. Ранее уже рассматривался процесс осушения призабойной зоны скважин в пределах подземного хранилища газа (ПХГ), созданного в хадумском горизонте Северо-Ставропольского газового месторождения [19].
В большинстве случаев закачиваемый в ПХГ сухой газ имеет пониженную по сравнению с пластовой температуру, и процесс осушения призабойных зон скважин происходит поэтапно. Даже при пониженной температуре нагнетаемого газа он из-за огромной площади соприкосновения с остаточной водой практически мгновенно насыщается влагой до равновесного состояния путём испарения воды. Затем по мере продвижения к центральной части ПХГ температура газа постепенно повышается и его влагосодержание возрастает за счёт дальнейшего испарения остаточной воды. При отборе газа из ПХГ в случае пониженной его по сравнению с пластовой температуры он и при обратном движении теперь уже к добывающим скважинам постепенно нагревается и донасыщается парообразной влагой. В этом случае и при отборе газа может происходить испарение остаточной воды в пределах значительных зон ПХГ, в зонах депрессионных воронок и в призабойных зонах скважин [19].
При сайклинг-процессе газ всегда движется от нагнетательных скважин к добывающим. В случае высокого давления в залежи за счёт сжатия в компрессорных установках газ может приобрести высокую температуру, равную пластовой температуре, что сразу после поступления сухого газа в продуктивные пласты приводит к испарению значительных объёмов остаточной воды, причём не только в призабойных зонах скважин, которые уже могут быть осушенными, но и в пределах репрессионных воронок.
Оценка размеров осушения порового пространства в пределах призабойных зон и репрессионных воронок нагнетательных скважин имеет большое научное и практическое значение. Важно установить, происходит ли повышение приёмистости скважин в результате возрастания газонасыщенности порового пространства, или, наоборот, приёмистость понижается в результате выпадения солей в сужениях поровых каналов. В месторождении GE сайклинг-процесс был осуществлён нагнетанием в залежи огромных объёмов сухого газа [112].
В месторождении GE в качестве объектов разработки были выделены горизонты I, II, III, параметры которых представлены в таблице 4.6. Соотношение поровых объемов и насыщающих их флюидов для каждого месторождения будет индивидуальным в зависимости от пород [100].
Из приведенных данных видно, что пласты-коллекторы обладают низкой водонасыщенностью (от 14,8 до 22,2 %), обуславливающей сравнительно пониженное количество остаточных вод в пластах-коллекторах, и, как следствие, осушение большего по объёму порового пространства при нагнетании сухого газа в залежи.