Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ПРЕДИСЛОВИЕ
В последние годы в связи с освоением продуктивных отложений на больших глубинах и расширением географии нефтегазоносных районов страны были открыты месторождения со специфическими особенностями залегания углеводородных полезных ископаемых. Кроме того, для месторождений нового типа еще не разработаны научные основы выбора рациональных систем их разработки и не созданы методы проектирования. К их числу, в частности, относятся газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой. На наш взгляд, такие месторождения более правильно называть нефтегазоконденсатными, даже если нефтяная оторочка имеет подчиненное (но явно промышленное) значение.
При эксплуатации нефтегазоконденсатных залежей на естественном режиме снижение давления и неравномерность его падения по зонам залежи вызывают перемещение контактов фаз. При опережающей и более интенсивной добыче газа нефтяная оторочка может внедряться в газонасыщенную зону пласта. Применение других систем разработки сопряжено с возможностью возникновения градиента давления, направленного в сторону нефтяной оторочки. При этом газонефтяной контакт опускается, причем его движение происходит крайне неравномерно вследствие неоднородности пласта и неустойчивости процесса вытеснения нефти газом.
Условия фильтрации в нефтегазоконденсатных пластах сложнее, чем в нефтяных и газовых, что в конечном счете отражается на величинах коэффициентов нефте- и газоотдачи. Именно эти обстоятельства требуют особого подхода к выбору и проектированию систем их разработки.
Практика показывает, что большинство так называемых газонефтяных и нефтегазовых месторождении фактически оказывается нефтегазоконденсатными, т. е. в газе почти любого месторождения, имеющего нефтяную оторочку, присутствует то или иное количество растворенных тяжелых компонентов, выпадающих при определенных условиях в виде жидкой фазы.
На глубинах более 3000—4000 м преобладают такого типа залежи. Общая тенденция, прослеживаемая на примере открытых и разрабатываемых залежей, свидетельствует о том, что на больших глубинах могут быть обнаружены нефтегазоконденсатные месторождения с высоким потенциальным содержанием конденсата в газе. Из сказанного следует, что проблема рациональной разработки нефтегазоконденсатных месторождений имеет большое народнохозяйственное значение.
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных в различных районах страны, велась и ведется способами, которые на первый взгляд представляются довольно разнообраз-
ными. Месторождения Азербайджана (Карадаг, Зыря), например, разрабатывались при одновременном отборе нефти и газа с конденсатом. При этом газ извлекался значительно интенсивнее, чем нефть. В Саратовском Поволжье нефтегазаконденсатные залежи разрабатываются, в основном, как нефтяные (Степновское, Уриц- кое и др.), а газ и конденсат консервируются.
На Западно-Рыбушанском месторождении осуществляется сис-. тема с пропорциональными отборами нефти и газа, т. е. предусматривается недопустимость перемещения нефтегазового контакта. Такие же способы разработки проектировались для месторождений Узбекской ССР: Ходжиабад и Северный Сох. Нефтегазоконденсатные месторождения Туркмении (Окарем, Котур Тепе и др.) разрабатывались как нефтяные.
Однако при всем кажущемся разнообразии применяемых систем разработки нефтегазоконденсатных залежей их объединяет одна принципиальная особенность: эксплуатация на режиме истощения естественной пластовой энергии. Эта особенность определяет динамику разработки залежи и конечные ее результаты — коэффициенты извлечения запасов. Все варианты разработки по системе на истощение пластового давления сводятся в конечном счете к тому, что коэффициент извлечения одного из компонентов повышается за счет пластовых потерь другого. Примером такой нерациональной, с точки зрения использования полезных ископаемых, разработки служит эксплуатация месторождения Карадаг в Азербайджане, где конечный коэффициент нефтеотдачи (из нефтяной оторочки) оказался явно незначительным.
В связи со сказанным создание рациональных схем разработки нефтегазоконденсатных залежей должно основываться на принципиально новых теоретических положениях.
В последние годы наиболее полно изучены аспекты изменения газоконденсатных смесей при разработке газоконденсатных месторождений как со стороны газогидродинамической теории фильтрации многокомпонентных систем, так и с позиции оценки и выбора вариантов разработки и методик проектирования. Причем последние прошли три стадии: от использования данных детерминированных расчетов до принятия решений в условиях неопределенности. Хотя технологические решения для газоконденсатных залежей неприемлемы в целом для нефтегазоконденсатных месторождений, но как составная часть они необходимы. Поэтому в данной работе изложены современные представления о фильтрационных особенностях газоконденсатных смесей при выдерживании общей прерогативы раскрытия теории изменения . нефтегазоконденсатных систем.
По теории фильтрации многокомпонентных смесей даже при соответствующих усложнениях (учет многокомпонентного состава, фазовых переходов и т. д.) не учитывается газогидродинамическая характеристика (в смысле фильтрационных сопротивлений) в газоконденсатной зоне, а лишь оценивается распределение выпавшего конденсата, а также определяются технологические приемы для его извлечения.
Например, по упрощенной теории фильтрации газоконденсатных смесей не удалось объяснить рост коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин. Даже с учетом различных факторов (испарения остаточной воды, выпадения конденсата, сорбции, учета реальных свойств газожидкостной системы) получалось, что при расчетах фиксировалось лишь двукратное увеличение коэффициента продуктивности. Этим нельзя объяснить фактическую многократную степень увеличения продуктивности скважин.
. Приведенный пример подтверждает, что упрощенная модель фильтрации имеет ограниченное применение, позволяя лишь в ряде случаев провести диагностирование процесса.
В последние годы с участием авторов развивались научные направления, которые позволяют повысить информативность фильтрационных моделей в целях диагностирования технологии разработки месторождения, начиная от стадии его разведки и кончая процессами добычи продукции и ее сепарации.
По этой причине в данной книге широко применены методические приемы использования классификационных обработок, многомерного статистического анализа, групповой классификации идентификации и т. д. .
Поскольку при разработке нефтегазоконденсатных месторождений возникает необходимость принятия решений на разных уровнях, от детерминированного до неопределенности (в зависимости от информативности промысловых данных и стадии проектирования), применение классификационных методов более оправдано, чем обычно используемых. Они позволяют по косвенным показаниям на основе соответствующей математической обработки определить время подключения нефтяных пластов, характеризующихся начальным градиентом давления; контролировать продвижение пластовых вод; находить пластовое давление по устьевым замерам, устанавливать характеристики по кривым восстановления давления и т. д. При этом следует учитывать, что такие приемы обработки не заменяют существующие традиционные, а лишь дополняют их. И только в некоторых случаях (при отсутствии технологических возможностей, обусловленных природными, климатическими, геологическими или организационными условиями) они являются единственными.
Так, например, по данным анализа состава газа и конденсата по ограниченному числу скважин можно определить тип залежи, если применить многомерный статистический анализ.
При подсчете запасов нефти, газа и конденсата на начальной стадии освоения залежей нефтегазоконденсатного типа объемный метод почти не применим, и в этой ситуации метод групповой классификации значительно повышает надежность расчетов.
Авторы понимают, что при использовании этих методов ошибки могут привести к большому урону, если будет неправильно реализовано крупное в смысле запасов газа и нефти месторождение. Но если процесс разведки, разработки и транспортирования углеводородов рассматривать в едином плане, то классификационные мето-
ды будут более надежными. К тому же эти методы — единственные, на основе которых можно получить информацию, необходимую для проектирования комплексных систем разработки.
Многие результаты (рекомендации) по системам разработки нефтегазоконденсатных залежей, процессы и механизмы фильтрации и вытеснения (приведенные в книге) получены экспериментальным путем. Причем широко использован метод физического моделирования в сочетании с анализом геологопромысловых данных по конкретным натурным объектам (месторождениям). По возможности в отдельных разделах книги даны расчетные методики процессов и предлагаемых схем разработки с иллюстрациями на примерах. Так, например, оформлены результаты исследования и рекомендации по определению основных параметров нефтегазоконденсатных систем (глава II), по движению нефтяных оторочек (глава III), по статистическому анализу данных о коэффициентах газо- и конденсатоотдачи (глава IV) и, наконец, по некоторым предлагаемым способам разработки нефтегазоконденсатных месторождений (глава V). Оригинальные расчетные схемы приводятся и в разделе, посвященном промысловой обработке газа и конденсата.
Авторы стремились композиционно построить изложение книги так, чтобы у читателя возникло последовательное представление о всем комплексе вопросов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, начиная от изучения физико-геологических особенностей залежей и подсчета запасов нефти, газа и конденсата и до решения некоторых задач промыслового обустройства. Основное внимание, однако, уделено нами кардинальным вопросам — изучению и количественной оценке механизмов фильтрации и вытеснения газожидкостной смеси и нефти, а также научным принципам выбора и проектирования"¥*истем разработки.
Материалы, изложенные в монографии, — результат многолетних исследований, выполненных авторами и их сотрудниками в ИГиРГИ, Азнефтехим им. Азизбекова, ВНИИнефть.
Поскольку эта книга — первая монографическая публикация по данной проблематике, в ней, возможно, имеются недостатки. Мы с благодарностью примем все замечания и рекомендации, направленные на улучшение содержания и оформления монографии.
ГЛАВА I
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПРИМЕНЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ ИХ РАЗРАБОТКИ
Нефтегазоконденсатные (НГК) месторождения, как установлено, обладают рядом характерных особенностей, предопределяющих необходимость выделения их в самостоятельный тип залежей природных углеводородов. Очевидно, возникновение месторождений такого типа обусловлено особыми условиями формирования, механизм которых чрезвычайно сложен и окончательно еще не выяснен.
Вместе с тем, как показала практика, нефтегазоконденсатные залежи отличаются достаточно большим разнообразием по соотношению объемов газообразной и жидкой фаз и свойствам пластовых газожидкостных систем. В частности, нефтяные зоны (оторочки) месторождений имеют весьма различные формы и размеры. В некоторых случаях запасы нефти, содержащейся в оторочке, незначительны, тогда, по-видимому, нецелесообразно добывать нефть. Если же нефтяная зона занимает значительную часть объема залежи, то она и будет главным объектом разработки.
Иногда значительные трудности освоения запасов нефти возникают вследствие сложности формы оторочки.
"Сущёствённо различаются нёфтщ и по содержанию конденсата в газе: низкое потенциальное его содержание иногда создает помехи в добыче и транспорте газа; наоборот, высокое содержание конденсата должно решающим образом отражаться на выборе соответствующей системы разработки. До настоящего времени не наблюдается единства даже в терминологии, применяемой к такого типа залежам. В литературе и практической работе нефтегазоконденсатные месторождения относят и к нефтяным, и к газоконденсатным (с оторочкой нефти), и к нефтегазовым. Встречаются и другие названия, например газоконденсатнонефтяная залежь и т. д.
АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МАТЕРИАЛОВПО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЯМ
Совершенствование существующих и создание принципиально новых систем разработки месторождений невозможно без обобщения опыта их эксплуатации. Нефтегазоконденсатные залежи не являются в этом смысле исключением. Напротив, сложность фильтрационных и термодинамических процессов в нефтегазоконденсатных пластах, с одной стороны, и недостаток промыслового опыта, с другой, требуют особенно тщательного изучения имеющегося материа-
ла по результатам разработки. С этой целью на примере отечественных и зарубежных месторождений будут проанализированы способы эксплуатации, применяющиеся в настоящее время.
Своеобразие нефтегазоконденсатных залежей, широкий диапазон изменения их характеристик привели к применению разнообразных систем разработки, которые можно объединить в две принципиально различные группы. Главная особенность первой из них состоит в том, что для извлечения нефти, газа и конденсата из недр используется естественная пластовая энергия (разработка залежи на истощение). Особенность второй группы заключается в непременном условии искусственного поддержания пластового давления в процессе разработки залежей.
Среди систем разработки залежи на режиме истощения можно выделить три основные разновидности, отличающиеся очередностью извлечения нефти, конденсата и газа. Существует также ряд модификаций этих систем, связанных с конкретными особенностями залежей.
Общая характерная черта систем разработки залежей на .истощение — выбор основного или первоначального объекта эксплуатации (нефтяной оторочки или газоконденсатной шапки). Причем решение этого вопроса зачастую связано с дефицитностью одного из продуктов или, наоборот, с невозможностью его использования в данном районе.
Так или иначе, если по каким-либо соображениям основным объектом эксплуатации считается газоконденсатная шапка, то залежь разрабатывается на газ. Конденсат и нефть добываются как попутные продукты.
Общее снижение пластового давления вызывает ретроградную конденсацию в газовой системе, и поэтому коэффициет извлечения конденсата обычно не превышает 50%. Снижение пластового давления и неравномерность падения его по зонам залежи вызывают неконтролируемое смещение нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта. Это приводит в большинстве случаев к большим потерям нефти. Примером может служить разработка горизонтов VII ПК свиты месторождения Карадаг, где по некоторым причинам (острая потребность в газе, позднее обнаружение оторочки и т. д.) добыча газа велась несравненно более высокими темпами, чем извлечение нефти.
Нефтегазоконденсатная залежь горизонтов VII этого месторождения была открыта в 1955 г., когда в скв. 78 был получен мощный фонтан газа вместе с конденсатом.
Высота залежи этих горизонтов достигала 2000 м, из них высота газоконденсатной зоны составляла 1800 м. Нефтяная оторочка прослеживалась на юге и юго-востоке структуры. Залежь с севера и востока экранировалась тектоническими нарушениями, на западе пласты выклинивались. Глубины эксплуатационных газоконденсатных скважин колебались от 2400 до 3850 м; нефтяных — от 3900 до 4100 м. Суммарная площадь газоконденсатной зоны составляла 2600 га, нефтяной оторочки — 310 га. Протяженность оторочки 8
составляла 8 км при ширине от 0 до 750 м. Залежь с юга подсти- лалась слабоактивной краевой водой.
В газе залежи первоначально содержалось значительное количество конденсата, причем по мере погружения пластов содержание его увеличивалось от 145 г/м3 (на своде) до 215 г/м3 вблизи оторочки, а в среднем по залежи составляло 180 г/м3. До эксплуатации газоконденсатная смесь находилась в однофазном состоянии. Давление начала конденсации составляло 360 кгс/см2 для присво- довой части залежи и 380—400 кгс/см2 — для погруженной зоны и соответствовало начальному пластовому давлению. Пластовая температура в зависимости от глубины изменялась от 70 до 97°С.
Большинство характеристик нефтегазоконденсатной залежи горизонтов VII Карадага при начале ее разработки (в конце 1955 г.) не было еще известно. Нефтяную оторочку обнаружили лишь в конце 1958 г., а первоначально залежь считалась газоконденсатной, хотя по некоторым признакам (увеличение конденсатности газа по падению пласта) можно было предполагать, что оторочка существует. Однако в связи с острой потребностью в газе республик Закавказья и сложностью проводки глубоких разведочных скважин на акватории моря фактически недоразведанную залежь начали активно разрабатывать на газ. До того как началась добыча нефти, давление в зоне оторочки упало на 40— 50 кгс/см2.
Все вводимые в эксплуатацию нефтяные скважины первоначально фонтанировали. Дебит скв. 204 составлял 200—220 т/сутки (при газовом факторе 230 м3/т и депрессии около 25 кгс/см2). Показа- —тели,-4Шгзпт"^и*другие скважины. Однако период,
фонтанной добычи было непродолжительным. Дебиты резко снижались, и вскоре все скважины были переведены на газлифтный способ эксплуатации. Причиной этого было снижение пластового давления, которое вследствие высоких годовых отборов газа не соответствовало темпам истощения оторочки. Снижение пластового давления привело также к уменьшению дебита газоконденсатных сважин (несмотря на рост коэффициентов продуктивности) с 525 тыс. м3/сутки в 1959 г. до 200 тыс. м3/сутки в 1963 г. Дебиты нефтяных скважин к этому времени снизились до 35 т/сутки.
Ретроградная конденсация газа, которая в первые три года разработки относительно слабо влияла на газоконденсатные факторы скважины, с 1959 г. привела к значительному снижению выноса конденсата. Происходило облегчение конденсата вследствие выпадения в пласте более тяжелых фракций, уменьшился выход стабильного продукта. Отборы конденсата на Карадаге снижались значительно быстрее дебитов газа.
К середине 1965 г. состояние залежи горизонтов VII месторождения Карадаг оказалось следующим. Пластовое давление в газоконденсатной зонё составляло около 50, в оторочке 180 и в законтурной области 250 кгс/см3. Из залежи отобрано 18,78 млрд, м* газа.
Разработка залежи горизонтов VII месторождения Карадаг на режиме истощения привела к значительным пластовым потерям ценных продуктов.
Анализируя ход разработки этой залежи, можно сказать, что причиной чрезмерных потерь нефти явилось несоответствие темпов снижения давления и отборов нефти из оторочки. При одновременной разработке залежи на нефть и газ с конденсатом без искусственного поддержания давления нефть из пласта в общем случае извлекается за счет энергии растворенного газа, напора контурных вод, энергии расширяющейся газовой шапки и гравитационного дренирования. В условиях Карадага ни один из этих режимов не был достаточно использован. Напротив, опережающая и более интенсивная добыча газа привела к тому, что значительная часть пластовой энергии была израсходована непродуктивно—фактически на поддержание (относительное) давления в газоконденсатной зоне.
В результате миграции нефти и выделившегося из нее газа в газоконденсатную зону в последней отмечалось некоторое замедление темпов снижения пластового давления. Естественно, что отра- . зиться существенным образом на результатах разработки газоконденсатной зоны (конденсатоотдаче) это не могло. В то же время диспропорция между падением пластового давления и отбором нефти из оторочки отрицательным образом сказалась на нефтеотдаче.
Нефть на Карадаге добывалась в основном за счет энергии растворенного газа, но поскольку темпы отборов были относительно низкими, расширяющийся газ выталкивал нефть в газонасыщенную зону залежи. Оторочка при этом несколько увеличивалась в размерах, а нефтенасыщенность в ней снижалась. Фазовая проницаемость для нефти резко уменьшалась, так как часть пор коллектора занимал выделившийся газ. В результате разгазирования ухудшались фильтрационные свойства нефти. Поэтому дебиты скважин быстро падали. Нефть теряла подвижность, создавались условия для прорыва законтурной воды через оторочку языками вследствие неустойчивости водонефтяного контакта. Высокие перепады ■ давления между нефтяной оторочкой и законтурной областью привели к преждевременному обводнению скважин. Это подтверждается и крайне низкой нефтеотдачей, которая была бы значительно выше при равномерном перемещении водонефтяного контакта.
Нефть, мигрировавшую в газонасыщенную зону залежи, «перехватить» газоконденсатными скважинами практически не удалось, в результате она была «потеряна».
Таким образом, бессистемная разработка Карадагского месторождения (горизонтов VII) на режиме истощения привела к значительным пластовым потерям конденсата и особенно нефти.
Разобраться в причинах потерь нефти при неконтролируемом вторжении оторочки в газонасыщенную зону пласта можно на примере нефтегазоконденсатной залежки IV+V тульских пластов месторождения Урицкое Саратовской области. Здесь в результате фон-
танирования (аварийного) газоконденсатной скважины практиче- ки еще до начала интенсивной разработки оторочки пластовое давление было снижено примерно на 1/3 от начального (150 кгс/см). Нефтяная оторочка начала продвигаться, и, несмотря на консервацию оставшегося газа, продолжала смещаться вверх по структуре.
Поскольку вторжение нефти происходило в условиях снижающегося пластового давления, вследствие ее разгазирования оторочка должна была растягиваться. С учетом отбора и потерь нефти в обводненной зоне было подсчитано, что объем нефтенасыщенной зоны пласта должен оставаться примерно таким же, как начальный. В то же время нефтенасыщенность в зоне оторочки должа была снизиться примерно на 13%.
Понятно, что снижение нефтегазонасыщенности коллектора крайне неблагоприятно отражается на нефтеотдаче. На месторождении Урицкое, где делались попытки замедлить продвижение оторочки при форсированном отборе нефти из скважин, это привело к быстрым прорывам газа в нефтяную зону и к загазовыва- нию скважин. Таким образом, как это ни парадоксально, активный водонапорный режим залежи на месторождении Урицкое оказал положительное влияние на нефтеотдачу. Стабилизация и даже некоторое повышение пластового давления после глушения фонтана предупредили дальнейшее растягивание оторочки и снижение в ней насыщенности. Без активного продвижения воды в залежь, давление в ней и нефтенасыщенность в зоне оторочки снизились бы еще значительнее, и при давлении примерно 60 кгс/см2, согласно* р'ЖЧётнИм данным, из нефтяньТх скважин”извлекал ся~ бы практически один газ.
На месторождении Урицкое, как и на Карадагском, значительная часть нефтяных скважин, которые размещались без учета возможности смещения оторочки, быстро обводнилась. Оторочка сместилась в зону пласта, слабо дренируемого скважинами. Чтобы отобрать нефть из газонасыщенной зоны, потребуется бурение большого числа новых скважин. Иначе нефть, еще сохранившая в этой зоне потенциальную подвижность, будет практически полностью потеряна.
Отбор сильно обводненной продукции и продолжающаяся эксплуатация загазованных скважин приводят к непродуктивному использованию естественной пластовой энергии. Ясно, что это также неблагоприятно отражается на нефтеотдаче. Расчет показал, что общий коэффициент использования запаса углеводородов на месторождении Урицкое не превысит 25%’.
После обобщения промысловых данных пришли к выводу, что* способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений на режиме истощения с первоочередным отбором газа и конденсата в большинстве случаев оказался нерациональным. Наблюдаются
значительные потери конденсата и особенно нефти. Тем не менее случаи применения способа «опережающего» истощения нефтегазоконденсатных залежей на газ еще нередки (залежи месторождений Карадаг и Зыря Азербайджанской ССР, Фурмановского Саратовской области, Ходжиабад Узбекской ССР и др.). Такая система разработки применялась и за рубежом. Анализируя обстоятельства ее выбора, легко заметить, что важную роль при этом сыграло позднее обнаружение нефтяных оторочек. Месторождения долгое время считались газоконденсатными и разрабатывались сообразно этому. Но причины выбора описываемой системы этим не ограничиваются.
На Карадаге, например, к моменту обнаружения нефтяной оторочки можно было ликвидировать вредные последствия предыдущей разработки залежей на газ, применив другую систему. Но там и после обнаружения оторочки продолжали интенсивно добывать газ. Мотивировалось это тем, что поддержание пластового давления экономически невыгодно [44], а снизить темп эксплуатации газоконденсатной шапки невозможно из-за большой потребности республик Закавказья в газе. По этим же причинам преимущественно на газ разрабатывалось месторождение Зыря.
С тем, что дефицитностью газа обусловливается необходимость интенсивного использования запасов, сосредоточенных в газоконденсатных шапках, можно согласиться. Но с положением [44] об экономической неоправданности поддержания пластового давления в нефтегазоконденсатных залежах согласиться нельзя. Из анализа разработки зарубежных месторождений следует, что во всех случаях поддержание пластового давления оказывалось экономически выгодным. Оправдалось и поддержание пластового давления при закачке воды на отечественном месторождении Бахметь- евское [19—21].
Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей на режиме истощения, при осуществлении которого из пласта отбирается преимущественно газ, по нашему мнению, вообще по возможности не следует применять на практике. Даже в том случае, если нефтяная оторочка небольших размеров и имеет форму, неудобную для разбуривания и эксплуатации, нефть надо добывать. Уже существуют и могут быть предложены новые способы, позволяющие достаточно эффективно разрабатывать маломощные оторочки. Поэтому при проектировании систем разработки в любом случае следует рассматривать возможности наиболее полного извлечения не только газа и конденсата, но и нефти.
Нельзя, однако, не учитывать такую ситуацию, при которой вследствие острой потребности в газе какое-либо нефтегазокон- денсатное месторождение незамедлительно после открытия будет пущено в интенсивную эксплуатацию на газ. В этом случае необходимо принять меры, предотвращающие возможность миграции нефти в газонасыщенную зону залежи. Способом к достижению этого служит частичное или полное нарушение гидродинамической связи нефтяной оторочки с газоконденсатной шапкой. Для этой
цели предложен способ создания экрана путем закачки на контакт нефть—газ смеси жидкостей, дающих после реакции тампонирующий осадок [80].
Если основным объектом разработки считается нефтяная оторочка, ^применяется система последовательной разработки залежи, но на первом этапе из пласта отбирается только нефть, а газ с конденсатом консервируется. После окончания разработки нефтяной оторочки из залежи начинают добывать газ с конденсатом. Некоторые специалисты считают [73, 148], что эта система
Рис. 1. Карта разработки Степновского месторождения:
/ — изогипсы по кровле пласта Дг-IVa; 2— текущий внешний контур нефть — вода; 3— текущий внешний контур газ — нефть; 4 — линия выклинивания песчаника
разработки наиболее рациональна и обеспечивает достаточно полное извлечение из недр нефти, конденсата и газа. Однако промысловая практика свидетельствует о другом. Рассмотрим, к примеру, историю разработки месторождения Степновское Саратовской области. Нефтегазоконденсатная залежь здесь приурочена к пласту Дг-IVa живетского яруса, залегающего на глубийе 1850— 2200 м. В структурном плане она представляет собой брахианти- клинальную коробчатую складку (рис. 1). Нефтяная оторочка занимает только восточную часть залежи, причем в геологическом ,отношении она разделена на три блока. В блоке /, расположенном в юго-восточной части залежи, оторочка имеет наибольшую ширину (500—1600 м). Блоки I и II разделяются сбросом. Блок III отделяется от блока // газоконденсатной шапки литологическим
экраном и, по существу, представляет собой изолированную нефтяную залежь. Начальный водонефтяной контакт проводился по абсолютной отметке 2205 м, а газонефтяной контакт по всей залежи, за исключением северо-западной и западной частей (блок///), был приурочен к отметке 2057 м.
Начальное пластовое давление в нефтяной оторочке составляло 234 кгс/см2, средняя температура — 64°С. Режим пласта смешанный: газонапорный, растворенного газа и упруговодонапорный, причем преобладают первые два.
Разработка залежи велась с конца 1958 г. Согласно принятой технологической схеме, сначала разрабатывалась только нефтяная оторочка; газоконденсатная шапка была законсервирована. Первый блок разбурен двумя рядами скважин с расстоянием между ними 400 м. В блоках // и /// добыча нефти велась отдельными скважинами.
Скважины, введенные в эксплуатацию в конце 1958 — начале 1959 гг., при депрессиях 60—130 кгс/см2 фонтанировали нефтью с дебитами 30—50 т/сутки. Газовые факторы колебались в пределах 100—170 м3/т. Однако нормальная работа промысла длилась недолго.
Первый ряд эксплуатационных скважин расположен вблизи газонефтяного контакта, поэтому уже через несколько месяцев эксплуатации эти скважины начали интенсивно загазовываться вследствие прорывов газа из газоконденсатной шапки. Так, дебит скв. 16 к середине 1959 г. снизился с 24 до 20 т/сутки, а газовый фактор возрос до 7700 м3/т. В скв. 51 дебит нефти упал с 46 до 24 т/сутки, а газовый фактор возрос с 150 до 820 м3/сутки. Дебит скв. 53 снизился с 50 до 32 т/сутки, а газовый фактор возрос с 100 до 570 м3/т. Уже в мае 1959 г. вследствие высокого газового фактора пришлось остановить скв. 54, газовый фактор которой увеличился с 210 до 6200 м3/т, причем производительность скважины упала с 55 до 7 т/сутки. В июле 1959 г. была закрыта скв. 26, поскольку газовый фактор достиг 7800 м3/т.
В дальнейшем интенсивность загазовывания нефтяных скважин непрерывно возрастала. Газ стал прорываться в скважины второго ряда из скважин, расположенных вблизи водонефтяного контакта. К началу 1960 г. дебиты снизились с 40 до 27 т/сутки, а к началу 1961 г.— до 15 т/сутки. Газовые факторы за это время увеличились примерно в 11 раз.
Резкое падение дебитов не позволило поддерживать постоянным темп наращивания отборов, несмотря на увеличение числа скважин. Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 1959 г. Затем он неуклонно снижался. В 1960 г. было добыто 1,15%, в 1961 г.— 0,8, в 1962 г. — 0,6, в 1963 г. — 0,52 и за первое полугодие 1964 г. — 0,27%! нефти от начальных запасов.
На промысле делались попытки в какой-то мере препятствовать вторжению газа из газоконденсатной зоны в оторочку: снижались депрессии в загазованных скважинах, останавливались скважины с наиболее высокими газовыми факторами, некоторые
скважины были переведены для насосной эксплуатации. Однако эти попытки не привели к какому-либо значительному результату.
Извлечение большого количества газа из газоконденсатной шапки через нефтяные скважины явилось причиной быстрого снижения пластового давления. Контурные воды были неподвижны и не компенсировали, как это было на месторождении Урицкое, потерю энергии растворенного и свободного газа. В результате этого на 1/VII 1964 г. пластовое давление составляло 152 кгс/см2, т. е. снизилось на 35% по сравнению с начальным, а нефтеотдача оказалась незначительной.
При равномерном перемещении газонефтяного контакта такой отбор нефти должен был вызвать снижение пластового давления не более чем на 5 кгс/см2, что составляет около 2% от начального его значения. Явная несопоставимость приведенных цифр свидетельствует о том, что разработка нефтяной оторочки происходила в условиях ярко выраженной неустойчивости продвижения контакта газ — нефть.
Строение залежи (круто падающий пласт, большой этаж нефтеносности) благоприятствует истощению ее на нефть при режиме Газовой шапки и растворенного газа. Обратимся, однако, к количественной оценке влияния гравитационной сегрегации нефти и газа на стабилизацию контакта, используя для этого простейшую математическую модель [156]. Критический темп отбора нефти, превышение которого ведет к локальному загазовыванию нефтяной оторочки, определяется соотношением
о* 0,86Mpsin<p /1Х
где F— площадь сечения оторочки в направлении, перпендикулярном напластованию; к — проницаемость пласта, Д; Др — разность плотностей нефти и газа, г/см3; рн и рг— вязкости нефти и газа, сП; кн и кг — относительные фазовые проницаемости в зоне совместного движения нефти и газа.
Рассмотрим блок I— основной объект разработки. Примем длину внутреннего контура нефтеносности равным 6 км, а среднюю мощность пласта 15 м. Наклон пласта в этой зоне составляет примерно 15°. Относительные проницаемости выберем по рекомендации [156]:йн=0,15 и &г=0,1 при газонасыщенности 30%, что хорошо совпадает со значениями их, определенными нами экспериментально. Исходя из таких параметров, получим Q*<=280 м2/сутки. Это означает, что идеализированная залежь (однородный, изотропный коллектор), обладающая средними характеристиками пласта Дг-IVa и имеющая аналогичную геометрию, при идеальном способе дренирования (галерея) позволила бы отбирать до 280 м3/сутки нефти без нарушения устойчивости газонефтяного контакта. Естественно, фактический потенциал реального пласта Дг-IVa должен быть значительно меньше указанного предела и снижаться по мере сокращения этажа нефтеносности. По-видимому, первоначально он составлял около
ского месторождения в зависимости от нефтеотдачи аского месторождения в зависимости от нефтеотдачи а
ского месторождения в зависимости от нефтеотдачи а
ского месторождения в зависимости от нефтеотдачи а
1003/сутки. В 1959 г. отборы нефти из блока / достигали 300 м3/сутки, а к 1964 г. снизились примерно до 150 м3/сутки. Как видно, они превышают критический уровень безгазовой добычи нефти."'
Известно, что при гравитационно стабилизированном вытеснении нефти газом Можно получить довольно высокую нефтеотдачу (порядка 50—60%). Но возникает вопрос, насколько реальна с практической точки зрения такая система разработки на.месторождениях со средними (не уникальными) характеристиками, как на Степновском. Оставим в стороне возможные просчеты, допущенные при проектировании разработки Степновского месторождения, и рассмотрим этот вопрос в принципе.
Для реализации устойчивого опускания газонефтяного контакта в пласте Дг-IVa потребовалось бы, сохранив или даже уплотнив существующую сетку скважин, ограничить суммарные отборы до значения 80—100 т/сут- ки. Срок извлечения 50% нефти в этом случае составил бы несколько десятков лет. На этот же срок следовало бы законсервировать газоконденсатную зону. Ясно, что по современным понятиям такая система разработки непри
емлема. Она не выдерживает критики ни с точки зрения темпов извлечения нефти, ни с экономических позиций.
Прогнозировать конечную нефтеотдачу по имеющимся промысловым данным затруднительно, хотя совершенно ясно, что она будет невысокой. Экстраполяция графиков ^н/9г=/(а) и р/р0 = =/(а) (^н, 9г— текущие суммарные дебиты нефти и газа в пластовых условиях; а — коэффициент нефтеотдачи, р и р0 —давления) до нулевых значений показала, что при сохранении существующих тенденций из пласта будет отобрано 8—10% нефти от начальных запасов (рис. 2). Учитывая то обстоятельство, что в области низких пластовых давлений наблюдается временное повышение темпа нефтеотдачи, можно рассчитывать на дополнительную добычу примерно еще такого же количества нефти.
Оценим теперь ущерб, который был нанесен газоконденсатной зоне за исследуемый период разработки, Степновского месторождения. К середине 1964 г. было отобрано примерно 1,3 млрд, м3 газа, большая часть которого не утилизирована. Из-за снижения давления в пласте выпало значительное количество конденсата, примерно третья часть вынесена вместе с газом через нефтяные 16
2
скважины. Частично он смешивался в сепараторах с нефтью, частью уносился с потоком газа и выпадал в системе трубопроводов. Таким образом, конденсат из этой залежи не утилизировался.
За этот период коэффициент нефтеотдачи достиг не более 6% от запасов нефти. Отбор и потеря продуктов, содержащихся в газоконденсатной зоне, эквивалентен примерно 30% от запасов нефти. Сопоставление этих цифр свидетельствует, что основная задача разработки—достижение максимальной нефтеотдачи в рамках.
Рис. 3. Карта разработки пласта Д2-1Уб Восточно-Сусловского месторождение при барьерном заводнении
способа разработки на истощение залежи — оказалась нерешенной.
Аналогичная ситуация складывалась на Западно-Рыбушан- 'ском месторождении Саратовской области, где ширина нефтяной оторочки колеблется от 300 до 1000—1200 м. Режим пласта смешанный: газовый и упруговодонапорный с преобладающим влиянием первого. Оторочка введена в эксплуатацию в июле 1961 г. С этого момента и до июля 1964 г. залежь разрабатывалась с извлечением нефти, отбор газа был незначителен.
Вскоре после начала эксплуатации на Западно-Рыбушанском месторождении нефтяные скважины начали интенсивно загазовываться. К концу исследуемого периода газовые факторы по скважинам, отстоящим на 150—200 м от контура газоносности, возросли в 15—20 раз. К июлю 1964 г. средние газовые факторы возросли примерно в 4 раза, а рпл снизилось примерно на 7%. Такая тенденция сохранялась на залежи и в последующие годы, поэтому конечная нефтеотдача не превысит 15—20%.
На Восточно-Сусловской (Саратовская область) площади в отложениях живетского яруса девонской системы выявлены три нефтегазоконденсатных залежи. Одна из них, приуроченная к пласту Дг-ГУб, в тектоническом отношении представляет собой брахиантиклинальную складку коробчатого типа (рис. 3). Нефтяная оторочка расчленена разрывными нарушениями так, что юго- восточный блок представляет собой самостоятельную залежь.
Контакт нефть — вода проводится по абсолютной отметке 1792 м. Газонефтяной контакт соответствует отметке 1751 м.
Нефть в оторочке легкая, малосмолистая, парафинистая. В пластовых условиях она имеет плотность 0,747 г/см3 и вязкость 1,52 сП. Растворимость газа в нефти ИЗ м3/т, объемный пластовый фактор ее равен 1,24.
Рис. 4. Динамика разработки пласта Д2-1Уб Восточно-Сусловскиго месторождения
Начальное пластовое давление в залежи, приведенное к газонефтяному контакту, составляло 205,4 кгс/см2. Пластовая температура равна 58,5°С. Естественная пластовая энергия залежи связана, главным образом, со свободным и растворенным газами.
Пласт Дг-1Уб представлен песчаниками с прослоями алевролитов, аргиллитов и глин общей мощностью от 2,6 до 27 м. Эффективная мощность его изменяется от 0 до 22,8 м. Пористость меняется в пределах 11—26% (среднее значение 22%). Проницаемость колеблется от 0,40 до 0,6 Д при среднем 0,21 Д. Остаточная водонасыщенность коллекторов в среднем составляет 16%. Погребенной нефти в пределах газоконденсатной зоны обнаружено не было.
В декабре 1964 г. залежь была введена в опытно-промышленную эксплуатацию скв. 19 и скв. 23. Дебиты этих скважин поддерживались на уровне 40—50 т/сутки, газовые факторы составляли 50(м3/т. Дальнейший характер разработки нефтяной оторочки иллюстрируется рис. 4.
Вскоре после начала эксплуатации было отмечено прогрессирующее нарастание газовых факторов, в особенности по скв. 23, которая вскрыла подгазовую зону оторочки. Дебиты нефти огра- 18
ничили до 20—30 т/сутки, однако это не способствовало положительному результату. К середине 1966 г. газовые факторы периодически возрастали до 200—300 м3/т. Суммарный отбор нефти в этот момент составил около 1,3%, а пластовое давление снизилось до 198 кгс/см2. Падение давления в три раза превышало расчетное значение, вычисленное в предположении поршневого вытеснения нефти газом. Такое расхождение указывает на «расконсервирование» газоконденсатной зоны нефтяными скважинами. Несмотря на ввод в эксплуатацию двух новых скважин нарастание газовых факторов продолжалось.
В 1969 г. сотрудниками НВНИИГГ (г. Саратов) и ИГиРГИ была закончена работа по оценке состояния нефтегазоконденсатных залежей Восточно-Сусловского месторождения и анализу различных способов их разработки [11]. При этом было рассмотрено несколько вариантов системы разработки залежи на истощение: первоочередная разработка нефтяных оторочек и разработка с применением барьерного заводнения. Технико-экономические преимущества последнего выглядели весьма внушительно, что позволяло принять его к внедрению.
Несмотря на то что проектирование системы заводнения затянулось, отборы нефти сразу же были доведены до проектного уровня, предусмотренного вариантом барьерного заводнения. Они более чем вдвое превышали уровень, запланированный по варианту истощения запасов. В результате газ стал проникать в оторочку. Средний газовый фактор резко повысился до 500 м3/сутки, что в 10 раз выше начального.
газовывание скважин. Остановка скважин с высокими ГФ и перераспределение отборов с сохранением прежнего темпа истощения оторочки вели, однако, к повышению депрессий на пласт. В результате в 1972 г. зафиксирован прорыв газа в скважины второго ряда, прилегающего к водонефтяному контакту.
Расчет по формуле (1) показан, что для условий пласта Д2-1Уб критический допустимый отбор нефти из оторочки составляет 60—80 м3/сутки. Фактические отборы в 1971—1972 гг. достигали 300 м3/сутки.
На процесс разработки нефтяной оторочки влияет не только средний перепад давления между линиями отбора и газоконденсатной зоной, но и неравномерность дренирования. Депрессионные воронки вокруг скважин вызывают образование газовых конусов.
Предельный безгазовый дебит скважины определяется соотношением [156]
. = 2,бйдР(А«„-Уп)м»н In Гс »
где /гн — расстояние по вертикали от ГНК до нижних перфорационных отверстий, м; Ап — вскрытая мощность, м; гк и гс — радиусы контура питания и скважины, м. При определении кри-
тических дебитов для условий пласта Д2-1Уб, если гк=200 м, Гс=0,1 м и йп = 15 м, получим
Ли, м 2025 30 35 40
q*, м3/сутки ....... 6 14 23 34 47
Таким образом, для скважин, вскрывающих чисто нефтяную зону оторочки, безгазовые дебиты колеблются от 6 до 47 м3/сутки в зависимости от их удаления от ГНК, что требует дифференцированного подхода при распределении отборов по скважинам. Это условие до 1973 г. нарушалось: неконтролируемое истощение га- законденсатной зоны продолжалось, газовый фактор превышал 300 м3/т.
В конце 1973 г. на промысле начали осуществлять барьерное заводнение по предложенной ИГиРГИ модификации с оставлением «сухого поля» [И]. И хотя локальные прорывы газа в нефтяную зону обусловили неоднородность ее насыщения различными фазами, после закачки воды в пять нагнетательных скважин в 1977 г. пластовое давление в залежи стабилизировалось и существенно возросла добыча нефти. Опоздание с закачкой воды на три года снизило эффект формирования водяного барьера, однако общий прирост добычи уже оценивается в 70—100 тыс. т дополнительной нефти. В 1978 г. процесс барьерного заводнения залежи пласта Дг-1Уб происходит успешно, что доказывает высокую технологическую эффективность метода.
Неудовлетворительная картина сложилась на Бельском нефте- газоконденсатном месторождении Украины. Разработка нефтяной зоны здесь велась 20 скважинами в течение нескольких лет. Несмотря на все мероприятия, предпринятые для борьбы с зага- зовыванием скважин, нефтяники сумели добыть из месторождения около 1 % нефти от запасов, после чего вынуждены были законсервировать залежь. В настоящее время залежь разрабатывается на газ с попутной добычей нефти.
Обобщение промысловых материалов по упомянутым месторождениям позволяет сделать заключение от том, что разработка нефтяных оторочек на режимах газовой шапки и растворенного газа (они в большинстве случаев — определяющие) в общем не -обеспечивает достаточно полного извлечения нефти. Это в первую очередь можно объяснить неустойчивостью вытеснения нефти газом, что особенно в условиях неоднородных пластов, приводит к быстрым прорывам газа в эксплуатационные скважины. Коэффициент охвата оторочки вытеснением при этом незначителен. Так, на месторождении Степновское уже за несколько месяцев после начала разработки оторочки были загазованы скважины, отстоящие на 100—300 м от газонефтяного контакта. Еще быстрее прорывается газ через нефтяную оторочку, если продуктивный пласт сложен трещиноватыми породами. Однако и в случае сравнительно однородных и хорошо выдержанных пластов локальные прорывы газа неизбежны из-за неблагоприятного соотношения коэффициентов подвижности нефти и газа. Регулировать перемещение 20
газонефтяного контакта в таких условиях, как показала практика, чрезвычайно трудно. С другой стороны, анализ промысловых данных показал, что при такой системе разработки консервация газоконденсатных зон по сути дела не достигается. Особенно это заметно на Степновском месторождении, где через нефтяные скважины извлекается большое количество газа, прорвавшегося из газоконденсатной зоны. Естественно, что пластовое давление поэтому снижается значительно быстрее, чем в том случае, когда из пласта отбирается только нефть.
Потеря пластовой энергии приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи, но не только к этому. Снижение давления в газонасыщенной зоне пласта вызывает ретроградную коденса- цию и тем самым предопределяет пластовые потери конденсата. Если учесть, что для достижения более или менее удовлетворительной нефтеотдачи необходимо глубокое снижение давления, становится ясно, что потери конденсата будут весьма значительны.
При системе первоначальной эксплуатации залежей на нефть ухудшаются возможности использования запасов газа, сосредоточенных в газоконденсатных шапках. Дело в том, что большое количество его извлекается нефтяными скважинами. После сепарации нефти этот газ удаляется при низком давлении, и дальнейшее его использование сопряжено с необходимостью строительства компрессорных станций. Нельзя не учитывать также того, что значительное количество нефтяного газа не используется.
Сравнение результатов, достигнутых на различных месторождениях, показывает, что режим газовой шапки более эффективен при разработке мощных нефтяных оторочек. Так, на месторождении Адена (США) в период разработки оторочки на истощение было отобрано [159] 12,5% нефти от начальных запасов и ожидалось, что конечная нефтеотдача может достичь 30%; Но, во-первых, эта залежь имеет широкую Нефтяную оторочку, которая была разбурена по довольно плотной сетке (20 га на скважину), во-вторых, здесь проводились мероприятия по экономии пластовой энергии и предупреждению преждевременных прорывов газа в скважины. Все же дальнейшая эксплуатация залежи на истощение была признана нерациональной.
Общую оценку системы, первоочередной разработки нефтегазоконденсатных залежей на нефть можно сформулировать следующим образом. Эта система в определенных геологических условиях залегания оторочки (сравнительно однородный пласт, большой этаж нефтеносности, большая ширина оторочки) может обеспечить более высокую нефтеотдачу, чем остальные способы разработки залежи на истощение. Но по абсолютному значению нефтеотдача остается неудовлетворительной. В то же время при такой системе разработки месторождений практически теряется весь конденсат и значительно снижается коэффициент использования запасов свободного газа. Затягиваются сроки разработки залежей, и долгое время остаются законсервированными запасы газа в газоконденсатных шапках.
Сообразуясь с этой оценкой, признать такую систему разработки рациональной нельзя. Она неудовлетворительна ни с точки зрения полноты извлечения нефти, конденсата и газа, ни с точки зрения интенсивности использования запасов.
Еще одна схема разработки нефетегазоконденсатных месторождений на истощение давления состоит в том, что из пласта одновременно отбираются нефть и газ с конденсатом, но при этом соблюдается условие пропорциональности отборов с тем, чтобы между газонасыщенной и нефтенасыщенной зонами залежи не возникал перепад давления. Подходя к анализу системы разработки, отметим сразу, что еще в [148] Маскет отмечал: «... отказ от использования энергии газовой шапки для извлечения нефти отрицательно сказывается на нефтеотдаче». Действительно, соблюдение условия неподвижности контакта нефть — газ приводит к тому, что в отсутствие активной законтурной воды основным режимом разработки оторочки является режим растворенного газа, нефтеотдача при котором вообще невысока.
На нефтеотдачу оторочек влияет также форма их залегания: нефть в них часто расположена в виде узкой полосы, кольца, слоя. Это ухудшает возможность равномерного дренирования нефти скважинами, и поэтому при режиме растворенного газа нефть из оторочек извлекается менее полно, чем из чисто нефтяных залежей.
Однако это не единственный, хотя и существенный, недостаток системы пропорциональных отборов. При использовании ее на практике возникает ряд серьезных затруднений. Во-первых, естественные темпы отборов нефти и газа с конденсатом (обусловленные геологическими особенностями залежи, свойствами жидкостей, плотностью размещения скважин и т. п.) расходятся с темпами отборов, необходимыми для обеспечения неподвижности контакта нефть — газ. Так, при разработке оторочки на режиме растворенного газа дебиты нефтяных скважин быстро снижаются, а дебиты конденсатных скважин в течение долгого времени можно поддерживать на начальном уровне. Для соблюдения пропорциональных отборов по этой причине необходимо или все время увеличивать число нефтяных скважин, или искусственно ограничивать дебиты газоконденсатных. И то, и другое мероприятие практически трудно осуществимо. Добыча нефти при режиме растворенного газа затягивается на долгие годы, а газоконденсатную шапку можно истощить в течение практически любого наперед заданного времени.
Ситуацию, которая возникает при использовании системы пропорциональных отборов продукции, можно охарактеризовать как искусственное торможение темпов использования запасов. Вполне естественно, что это вступает в противоречие с современными требованиями, предъявляемыми к разработке месторождений. Все это приводит к тому, что от такой системы в конечном счете отказываются. Именно так обстояло дело на месторождениях Ходжиа- бад и Северный Сох Узбекской ССР, где от такой системы постепенно перешли к опережающему истощению залежей на газ.
Сложна проблема регулирования пропорционального снижения давления в обеих зонах. Газонефтяной контакт не остается неподвижным даже при поддержании соответствующих средневзвешенных давлений в нефтяной и газоконденсатной зонах залежи. Депрессионные воронки, возникающие вокруг нефтяных скважин, приводят к прорывам газа через оторочку. И напротив, в зонах оторочки, слабо дренируемых скважинами, происходят локальные смещении контуров нефтеносности в глубь залежи. Начальный газонефтяной контакт претерпевает значительные изменения, и контролировать его положение, как показала разработка упомянутых месторождений, очень сложно.
Таким образом, система пропорциональных отборов сложна в технологическом отношении и не решает проблемы полноты использования запасов. Нефтеотдача при такой системе ниже, чем при опережающем истощении залежей на нефть. Потери конденсата увеличиваются по сравнению с преимущественной разработкой месторождений на газ, где падение пластового давления частично компенсируется миграцией нефти и растворенного газа в купольную зону залежи. Газоотдача по этой же причине также несколько снижается.
Однако система пропорциональных отборов обладает определенным преимуществом перед остальными способами разработки на истощение давления. Это преимущество состоит в том, что все три продукта — нефть, газ и конденсат — добываются одновременно.
Рассматривая системы разработки залежей на истощение, сле- дуёт Остановиться Да двух,~н^ внимания модификациях способа первоочередной эксплуатации месторождений на нефть. В том случае, если нефть в оторочке обладает повышенной вязкостью, предложено [80] закачивать на контакт нефть — газ маловязкий растворитель (сжиженный нефтяной газ) и в дальнейшем разрабатывать оторочку на режиме газовой шапки. Зона смеси между газом и нефтью, по мнению авторов проекта [80], будет предотвращать ранние прорывы газа, что благоприятно скажется на нефтеотдаче.
Другой способ [146] предложен для разработки нефтяных оторочек, залегающих в виде тонкого слоя. Согласно этому методу эксплуатационными скважинами вскрывается интервал пласта ниже нефтяной оторочки (зона подошвенной воды). Устанавливая определенные депрессии на пласт, добиваются искривления поверхностей, ограничивающих оторочку. Нефть подтягивается к перфорированному интервалу и начинает поступать в скважину. Благодаря этому удается эксплуатировать тонкие нефтяные оторочки, не допуская смещения их в газонасыщенную зону пласта.
Анализ различных систем разработки залежей на режиме истощения давления, применяемых на нефтегазоконденсатных месторождениях, показал, что все они не могут считаться удовлетворительными. Они не обеспечивают достаточно полного извлечения запасов всех трех полезных ископаемых и не позволяют вести
интенсивную разработку залежей. Варьирование очередностью извлечения нефти, конденсата и газа и темпами разработки нефтяной оторочки и газоконденсатной зоны приводит к тому, что более полное извлечение одного из этих продуктов (например, нефти) сопровождается дополнительными потерями остальных (конденсата и газа).
При разработке нефтегазоконденсатных залежей на истощение не удовлетворяются современные экономические требования, предъявляемые к системам разработки полезных ископаемых. Поэтому такой способ не может быть рациональным.
Очевидно, способ поддержания пластового давления при разработке нефтегазоконденсатных залежей наиболее рациональный* Такой подход к решению проблемы уже нашел признание за рубежом, и способ поддержания пластового давления при разработке нефтегазоконденсатных залежей там применяют широко. По тийу применяющихся для этой цели агентов методы поддержания пластового давления можно разбить на две основные группы: 1) поддержание давления закачкой газа; 2) поддержание давления закачкой воды.
Из методов поддержания пластового давления наиболее широко применяют процесс обратной закачки газа (сайклинг-процесс) * Изложению теоретических основ и практических приемов осуществления этого метода посвящена работа [30].
Ко второй группе методов поддержания пластового давления при разработке нефтегазоконденсатных месторождений относят способы заводнения продуктивных пластов. В специфических условиях нефтегазоконденсатных залежей наиболее целесообразен метод так называемого барьерного заводнения, который успешна применяют в США на месторождениях Адена, Кили-Бэйоу и на ряде других. В СССР этот метод применяют на месторождении Бахметьевское (Волгоградская область) и Восточно-Сусловское (Саратовская область). Сущность метода барьерного заводнения состоит в том, что нефтегазоконденсатная залежь путем закачки воды на контакт нефть — газ искусственно разделяется водяным барьером на два самостоятельных объекта разработки: нефтяную зону и газоконденсатную зону, давление в которых можно поддержать на начальном уровне. Этим прежде всего обеспечивается возможность одновременно и активно добывать нефть, конденсат и газ. Причем темпы отбора нефти и газа с конденсатом можна устанавливать в зависимости от дефицитности и возможностей утилизации каждого из этих продуктов, что позволяет маневрировать очередностью извлечения их запасов.
История разработки нефтегазовой залежи Б1 в тульском горизонте Бахметьевского месторождения представляет особый интерес, потому что здесь впервые в СССР в промышленных масштабах было применено барьерное заводнение. Эта залежь приурочена к брахиантиклинальной складке. Продуктивный пласт, сложенный мелко- и среднезернистыми песчаниками, залегает на грубине- 1000—1100 м. В разрезе его имеются шесть песчаных слоев пере-
менной мощности, расчлененных глинами и алевролитами. Наиболее выдержаны на площади три верхних слоя, причем два из них изолированы от остальной толщи глинистым пропластком мощностью от 1 до 6 м. На этом основании продуктивный интервал разбит на две пачки — верхнюю [(Б1)], включающую два первых песчаных слоя, и нижнюю [(Б21)], объединяющую остальные. •
Начальное пластовое давление составляло 100 кгс/см2. Нефть нафтено-метанового ряда имела в пластовых условиях вязкость 4,5 сП и плотность 0,808 г/см3. Объемный пластовый фактор нефти составил 1,11, растворимость газа в ней 60 м3/т. Давление насыщения было близко к начальному пластовому.
Согласно первоначальному плану, разработку залежи предполагалось осуществлять путем первоочередного отбора нефги (газовая шапка законсервирована) с поддержанием пластового давления закачкой воды за контур нефтеносности. Для предотвращения загазовывания оторочки скважины предполагалось эксплуатировать при поддержании забойных давлений не ниже, чем давление в газовой шапке.
В промышленную разработку залежь была введена в 1955 г. Велась она, однако, с существенными отклонениями от проекта. Закачка воды за контур нефтеносности не компенсировала отборов, и к 1960 г. пластовое давление снизилось на 10 кгс/см2. На- чалй загазовываться скважины внутреннего ряда. Некоторые из них из-за высоких газовых факторов пришлось остановить и законсервировать. Развитие этой тенденции грозило серьезными осложнениями в работе промысла.
предложили применить одновременно с законтурным барьерное заводнение. Обосновывалось это тем, что барьерное заводнение повысит эффективность выработки нефти в подгазовых зонах, сократит срок разработки, позволит расконсервировать газовую шапку и улучшит экономические показатели разработки в целом.
Предложение было принято, и в 1960 г, на промысле приступили к внедрению барьерного заводнения. Не вдаваясь детально в анализ эффективности модифицированной системы разработки (динамика разработки Бахметьевского месторождения достаточно подробно освещена в печати) [19, 20, 21], укажем на важнейшие результаты ее' применения. Несмотря на неравномерность ряда «барьерных» скважин и технические затруднения, связанные с их освоением и поддержанием проектного темпа нагнетания, закачка воды на контакт нефть — газ благоприятно отразилась на динамике отборов нефти и нефтеотдачи. Экстраполяцией кривой накопленного отбора конечная нефтеотдача оценивается примерно в 70% ют начальных. В 1970 г. введена в эксплуатацию газовая зона, которая по первоначальному проекту оставалась бы еще долгие годы в консервации. Себестоимость добычи нефти не превышает обычных значений для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. . . .
Наблюдениями за характером эксплуатации скважин внутреннего и среднего рядов, которые испытывают влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин временно повышались до нескольких тысяч кубических метров на тонну. Вслед за газом продвигался нефтяной вал. После его подхода газовый фактор резко снижается, в результате чего скважины эксплуатируются с дебитами, которые нередко превышают начальный.
Геофизическими методами представилось возможным оценить «растекание» воды на подошве пласта. Правда, объяснение причины этого явления остается спорным. Возможно, что здесь сказывалось влияние не только гравитации, но и слоистой неоднородности нижней пачки. Установлено также, что продвижение воды в газонасыщенную зону происходит неравномерно. В нижней пачке, где проницаемость коллекторов выше, фронт воды движется быстрее, чем в верхней.
Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении заслуживает внимания. Несмотря на ряд технических недостатков системы' разработки барьерное заводнение Дало положительный эффект, хотя прогнозы в отношении конечной нефтеотдачи, по-видимому, несколько оптимистичны.
Анализируя разработку при барьерном заводнении месторождения Адена [132, 143, 159, 163], следует.отметить весьма важный результат. Закачка воды привела к образованию на фронте вытеснения вала нефти, размеры которого непрерывно увеличивались. Это лишний раз подтверждает, что вода вытесняет нефть значительно полнее, чем газ (даже конденсатный). Заслуживает внимания и тот факт, что вал нефти перемещался устойчиво и вытеснение нефти по площади происходило равномерно. Высокая нефтеотдача и быстрый темп обводнения продукции скважин свидетельствуют о том, что вытеснение нефти водой в зоне пласта, охваченной заводнением, шло весьма эффективно.
Общий вывод авторов [132, 143], с которым нельзя не согласиться, состоит в том, что применение барьерного заводнения явилось весьма удачным решением проблем разработки месторождения Адена. Авторы считают также, что вообще на такого типа месторождениях (большая газовая зона, пологое залегание пласта) барьерное заводнение — наиболее рациональный способ их разработки.
Важное преимущество барьерного заводнения заключается в возможности комбинирования его с другими способами воздействия на пласт. В этом аспекте интересна система разработки месторождения Рейнджили в США [130, 131].
Отмеченные технологические преимущества барьерного заводнения настолько значительны, что может возникнуть недоумение,, почему этот способ разработки не нашел еще широкого промышленного применения. Это объясняется двумя основными причинами.
Во-первых, экспериментальными и промысловыми исследованиями уже сравнительно давно было установлено, что при вытеснении газа водой часть его защемляется в пористой среде за фронтом вытеснения. Однако ввиду недостаточной изученности механизма защемления точные количественные оценки остаточной газонасыщенности отсутствовали. Такая неопределенность, естественно, накладывала отпечаток на решения проектировщиков и промысловиков; барьерное заводнение рассматривалось как рис- ко!ванное мероприятие, связанное с возможностью потерь большого количества газа.
Во-вторых, существуют определенные сомнения в отношении целесообразности применения барьерного заводнения по экономическим соображениям. Считается, что дополнительные затраты, связанные с закачкой воды в пласт, будут превышать экономическую эффективность от увеличения темпов и полноты извлечения запасов. Последнее, однако, противоречит имеющимся сведениям об экономической эффективности разработки упомянутых месторождений, где осуществлялось барьерное заводнение.
Как будет показано в главе V, способ разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления закачкой воды в частности на контакт нефть —газ — эффективный со всех точек зрения, и поэтому его следует рассматривать как один из основных вариантов при выборе системы разработки месторождений со средними характеристиками. В модификациях оставления «сухого поля» способ заводнения исключает вероятность больших потерь газа за счет его защемления в пластах. Подробно все особенности применения заводнения нефтегазоконденсатных пластов описаны в главе V этой книги.
ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИНЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Существующие способы разработки месторождений не универсальны, и выбор их во многом предопределяется типом и физикогеологическими особенностями залежей. Иногда использование способов воздействия на пласты тормозится слабой изученностью возможностей их применения к залежам определенного типа или факторами технического и экономического порядка.
Именно такое положение сложилось в настоящее время с разработкой нефтегазоконденсатных месторождений страны, которые в подавляющем большинстве случаев эксплуатируются по системе «на истощение». Проведенный анализ геологопромысловых материалов позволяет выявить физико-геологические особенности нефтегазоконденсатных залежей, которые необходимо учитывать при выборе и проектировании систем разработки.
Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от прочих прежде всего тем, что насыщающие пласт углеводороды до начала разработки образуют единую двухфазную систему.
Общее снижение давления и неравномерность его падения по зонам залежи вызывают перемещение контактов фаз. При первоочередной и более интенсивной разработке месторождений на газ нефтяная оторочка может внедряться в газонасыщенную зону пласта. Применение некоторых иных систем разработки сопряжено с возможностью возникновения перепада давления, направленного вниз по падению пласта. В этом случае газонефтяной контакт опускается, причем его движение происходит крайне неравномерно вследствие вязкостной неустойчивости при вытеснении нефти газом, усугубляемой неоднородностью пласта.
В разрабатываемых на режиме истощения нефтегазоконденсатных пластах проявление термодинамических и гидродинамических эффектов происходит во взаимодействии. При этом создается сложная фильтрационная обстановка, что в конечном счете приводит к значительным потерям нефти и конденсата.
Своеобразны в нефтегазоконденсатных залежах условия залегания нефти, поскольку нефтяные оторочки могут иметь различную форму и размеры и нередко они представляют собой узкую полосу или тонкий нефтенасыщенный слой, расположенный между газоконденсатной и водяной эонами. Часто они занимают большую часть залежи или имеют локальное распространение и переменные размеры и форму по периметру или площади месторождения. Вследстие этого разработка нефтяных оторочек сопряжена со значительными затруднениями, связанными с их разбуриванием и эксплуатацией нефтяных скважин при значительных газовых факторах.
Месторождения такого типа имеют еще несколько отличительных физико-геологических особенностей, которые нельзя не учитывать при разработке. Ниже остановимся на них подробнее.
Породы, в которых одновременно с газом содержатся конденсат и нефть, преимущественно терригенные, однако на некоторых месторождениях — это известняки (Иловля — Саратовская область и др.). В группе месторождений Предуральского прогиба нефтегазоконденсатные залежи приурочены к рифогенным массивам сакмаро-артинского возраста.
Наблюдаются большие колебания в глубинах залегания продуктивных нефтегазоконденсатных пластов. Так, если на месторождении Зыря глубина кровли ПК свиты равна 4450 м, то на месторождении Песчаный Умет — всего 1050 м. В таком же широком интервале изменяются пластовые давления и температуры (100—455 кгс/см2 и 30—92°С). Наблюдается значительная разница в выходе конденсата.
Имеющиеся данные не позволяют пока установить прямой связи между глубиной залегания продуктивных пластов (температурой и давлением) и характеристиками нефтегазоконденсатных залежей. Однако вероятность открытия месторождений такого типа на больших глубинах преобладает. При более высоких пластовых давлениях и температурах увеличивается содержание конденсата в газе, хотя имеются и исключения из этого правила.
Интересная особенность нефтегазоконденсатных залежей — аномально высокие пластовые давления (Карадаг, Окарем и др.), предопределяющие особый подход к их разведке и эксплуатационному разбуриванию. Причины этого явления до конца неясны, хотя имеются разные попытки его объяснения [45, 63].
На многих месторождениях нефтегазоконденсатны несколько пластов, по-разному гипсометрически расположенных (Газли, Окарем, Котур Тепе, Коробковское и др.). Это связано с условиями формирования залежей, приуроченных к структурам наиболее контрастного развития, т. е. испытавшим не только положительные, но и отрицательные движения. В пределах таких структур осуществляется (или осуществлялась) хорошая связь через систему трещин и разломов, имеются скрытые очаги разгрузки. Поэтому существует определенная закономерность насыщения углеводородами структур, расположенных на различных гипсометрических уровнях в пределах единых тектонических зон: более погруженные структуры в большинстве случаев газоносны, газо- конденсатны и нефтегазоконденсатны, а приподнятые насыщены тяжелой нефтью с небольшим количеством газа. Такая закономерность прослеживается на примере месторождений Узбекистана, Западно-Туркменской впадины, Саратовского Поволжья.
Одно из отличий нефтегазоконденсатных залежей от нефтяных в этих районах заключается в том, что нефть первых полностью насыщена газом, а вторых недонасыщена. По этой причине свойства нефти при разработке нефтегазоконденсатных месторожде- щий с...самого.началапретерпевают..значительные изменения;. снижаются растворимость газа в нефти и давление насыщения, увеличиваются ее плотность и вязкость.
Важная особенность нефтегазоконденсатных залежей — присутствие в газонасыщенной зоне пласта остаточной (погребенной) нефти, являющейся продуктом их формирования. Остаточная нефть обнаружена на месторождении Карадаг и других, прилегающих к нему залежах [34], на Калиновско-Новостепановском месторождении Куйбышевской области [4], ее проявления наблюдаются на ряде месторождений Саратовской и Волгоградской областей. По нашему мнению, наличие в газовых и газоконденсатных шапках месторождений остаточной нефти — явление вполне закономерное, присущее залежам такого типа вообще. Принимая во внимание, что насыщенность пластов погребенной нефтью и ее запасы могут быть значительными, нельзя не признать необходимым учет этой нефти при составлении проектов «разработки и при подсчете запасов.
Отличительной особенностью обладают пластовые воды нефтегазоконденсатных месторождений. Они характеризуются пониженной минерализацией, большим содержанием сульфатов и нафтеновых кислот. Исследование ряда месторождений Азербайджана позволило А. Г. Дурмишьяну высказать мысль о том, что в мигрирующих при формировании залежей углеводородах содержалось большое количество водяных паров, которые со
снижением температуры конденсировались и опресняли пластовую воду.
При эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений отмечено еще одно интересное явление — рост коэффициентов продуктивности газоконденсатных скважин. На Карадаге [33], например, наблюдалось многократное увеличение коэффициентов продуктивности, что позволило поддерживать заданные отборы газа в течение всего периода разработки без бурения дополнительных скважин. Следует отметить, что аналогичные явления наблюдались в газоконденсатных скважинах и других месторождений (Газли, залежи Краснодарского края и т. д.). Это объясняется, по-видимому, несколькими причинами, среди которых нужно отметить такие, как очистка и осушка призабойных зон скважин потоком газа, снижение вязкости газа (по мере выпадения из него конденсата), увеличение проницаемости пласта за счет десорбции первоначально адсорбированных пористой средой компонентов газоконденсатной смеси, что,, несомненно, следует учитывать при проектировании системы разработки, а также при переосвоении скважин.
Особенности нефтегазоконденсатных залежей предопределяют необходимость проведения более сложного комплекса промысловых, лабораторных и экономических исследований, чем это требуется в случае месторождений иного типа (нефтяных, газовых, газоконденсатных). Составлению проектов разработки должно предшествовать определение следующих данных.
Запасов нефти, конденсата и газа, подсчитанных с одинаковой степенью достоверности.
Осредненных по залежи составов газоконденсатной смеси и пластовой нефти.
Изотерм конденсации газа (контактной и дифференциальной при температурах от начальной пластовой до минимальной) на пути газа от скважины к потребителю.
Изменения вязкости и плотности компонентов в продукции скважин в зависимости от температуры и давления.
Изменения вязкости, плотности, давления насыщения нефти и растворимости газа в ней.
Изменения объемных коэффициентов газовой фазы и нефти при снижении давления.
Фазовых проницаемостей тройных систем: газ — конденсат — вода и газ — нефть — вода.
Начальной насыщенности пласта газом и нефтью.
Коэффициентов извлечения всех трех продуктов (нефть, газ и конденсат) при различных режимах вытеснения нефти и газа.
Наличия или отсутствия погребенной нефти. Величина насыщенности ею пласта, запасы, свойства.
Приемистости нагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной и газоконденсатной зонах,’ для газа и воды.
Изменения содержания конденсата и его свойств от купольной части залежи к оторочке.
Оптимальных условий сепарации газа и нефти, состава и ценности товарного конденсата нефти и газа.
Коэффициента продуктивности и дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин.
Возможностей утилизации нефти, конденсата и газа.
Большое значение в разработке нефтегазоконденсатных залежей имеет своевременное обнаружение и оконтуривание оторочки. Практика показала, что позднее обнаружение оторочки или недооценка запасов нефти в ней отрицательно сказывается на нефтеотдаче из-за применения на залежи нерациональной системы разработки. Поэтому при получении первых промышленных притоков газа с конденсатом дальнейшую разведку залежи следует вести путем бурения скважин в пониженных частях структуры. Ниже будет показано, что используя данные исследования первых продуктивных скважин, можно на основе методов классификации прогнозировать наличие или отсутствие в пласте нефтяной оторочки. Нельзя допускать промышленную разработку залежей до того, как запасы нефти, конденсата и газа не будут определены с одинаковой достоверностью.
В практике может встретиться еще одна трудность разработки нефтегазоконденсатных месторождений, связанная с ухудшенными коллекторскими свойствами насыщающих пород (особенно на больших глубинах). В коллекторах с проницаемостью до единиц миллидарси разработка газоконденсатных зон возможна, а нефтяных оторочек проблематична. Проблематично использование в этих условиях методов воздействия обычного типа, необходимы специальные виды воздействия на пласт, приводящие к кардинальному изменению свойств насыщающих пород.
Еще одна особенность связана с фазовыми переходами и возможностью перемещения границ областей пласта, занятых различными фазами. Эта особенность отражается на решении эксплуатационных вопросов. Необходимо предусмотреть также технику завершения скважин, обустройства их устья и промысла, чтобы они могли эксплуатироваться при качественном изменении состава добываемой продукции. Например, должна быть предусмотрена возможность перехода с фонтанирования газом на нефть и обратно.
К числу важных особенностей движения газа в пористых средах следует отнести также нелинейность закона фильтрации. Нарушение закона Дарси, как известно, может быть следствием превышения критической скорости, когда становятся ощутимыми инерционные сопротивления, или повышенной сжимаемости пористой среды, характерной для трещиноватых коллекторов. В последние годы было обнаружено [79], что еще одной причиной нелинейности закона фильтрации может быть перестройка структуры газонасыщенного порового пространства, если коллектор представлен глини- зирова'нными песчаниками с высокой реликтовой водонасыщен- ностью. В этом случае связанная вода и, вероятно, глинистые частицы обладают определенной, хотя и ограниченной, подвижностью. Под действием приложенных градиентов давления исход-
пая структура газонасыщенного пространства деформируется таким образом, что связность газовой фазы улучшается и в результате этого снижаются фильтрационные сопротивления. Очевидно, что при некоторых условиях связность газовой фазы в исходном ■состоянии может быть полностью 1нарушенной, и тогда для организации движения необходимо преодолеть начальный градиент сдвига.
Заметим, что псевдопластический характер движения газа может быть присущ объектам внутри продуктивной толщи, сопоставимым по размерам с размерами зележей (отдельные пропластки, крупные линзы, зоны глинизированных коллекторов). Поэтому учет начальных градиентов важен не столько в том отношении, что позволяет объяснить искривление индикаторных диаграмм, сколько при подсчете запасов по методу падения давления, прогнозировании технологических пбказатёлей разработки и оценке конечной газоотдачи.
Для пластов, где проявляется начальный градиент, характерно образование застойных зон, размеры которых изменяются во времени. По этой причине изменяются объем дренируемой области и связанные с последней запасы газа. Пренебрежение этим эффектом при подсчете запасов по падению давления может привести к значительным ошибкам. Точно так же искривление графика изменения пластового давления, отнесенного к коэффициенту сжимаемости газа (p/z), от суммарного отбора газа(ЕУ) может быть ошибочно интерпретировано, как проявление естественного водонапорного режима. Возможны ошибки при объяснении причин изменения коэффициентов продуктивности скважин и расчете технологических показателей методом экстраполяции. К моменту снижения давления в высокопроницаемых песчаных пропластках до давления забрасывания в глинизированных объемах сохраняются зоны с повышенным давлением, что неблагоприятно влияет на конечную газоотдачу. k
Для иллюстрации изложенного приведем результаты лабораторных экспериментов, выполненных в Азнефтехиме.
Влияние начального градиента на вид кривой истощения (p/z)/(2V) было исследовано на модели пласта из двух изолированных пропластков, один из которых представлял набивку чистого кварцевого песка, а второй содержал 20% (по весу) монтмориллонитовой глины. Длина образцов равнялась ПО см, площадь , поперечного сечения 8,8 см2. В качестве газовой фазы использовали азот, чтобы исключить сорбционные эффекты. После насыщения газом и стабилизации давления образцы истощали через общий выход (линию отбора), фиксируя давление и отбор газа.
Результаты одного из экспериментов показаны на рис. 5. Здесь же для сравнения приведена кривая (p/z)/(ЗУ) для одного пропластка из кварцевого песка. Из рассмотрения графика истощения системы пропластков (кривая /) следует вывод, что общий дренируемый объем модели непрерывно нарастает. Особенно ощути- 32
мым этот эффект становится на поздней стадии, когда вследствие значительного снижения давления в разработку включается весь глинизированный пропласток. Важно отметить также, что кривая (p/z)/(SV) для системы пропластков не пересекает ось отборов, как в случае пласта из чистого кварца (кривая 2), а асимптотически приближается к некоторому остаточному давлению. Это свидетельствует о существовании некоторого предельного перепа
да давления, при котором движение газа прекращается или, по
Рис. 5. Кривые истощения чисто песчаной и двухслойной (с глинистым пропластком) моделей
характерен и дЛя истощения системы из последовательно соединенных образцов из чисто кварцевого и глинизированного песков (модель пласта с зональной неоднородностью).
Чтобы оценить начальный градиент для натуральных коллекторов по керновому материалу, целесообразно пользоваться методом двустороннего восстановления давления. Суть его состоит в следующем: образец погчещают в кернодержатель с гидрообжимом, имитирующим горное давление, и организуют стационарную ■ фильтрацию газа. Затем линии подачи и отбора газа перекрывают и следят за восстановлением давления на обоих торцах образца. Вид кривых ру) показан на рис. 6. По установившемуся перепаду давления на длине образца определяют начальный градиент сдвига. 1
. Серия экспериментов на одном образце позволила установить, что на начальный градиент существенно влияет эффективная горная нагрузка (разность давления обжима и внутрипорового давления). Уменьшение внутрипорового давления прй постоянном давлении обжима ведет к росту начальных градиентов. Исходя из этого, следует обратить внимание на два важных обстоятельства. Во-первых, при оценке реальных значений начального градиента 3—7 " 33
по керну необходимо воспроизведение в эксперименте натурных условий нагружения образца в диапазоне прогнозируемого изменения пластового давления. Во-вторых, при анализе кривых истощения (p/z)/(SV) реальных залежей следует учитывать, что процесс изменения дренируемого объема может быть немонотонным. Сокращению застойных зон по мере увеличения перепадов давления между высокопроницаемыми глинизированными объектами в пределах продуктивной толщи может препятствовать рост начальных градиентов сдвига вследствие общего падения давления.
Рис. 6. Кривые двустороннего восстановления давления
Более подробные сведения о значениях начального градиента сдвига для газа приведены в главе III.
Псевдопластический характер может иметь также фильтрация воды в глинизированных коллекторах. Этот факт отмечен многими исследователями (см. например, работы Литвинова А. А. [55]) при анализе индикаторных кривых нагнетательных скважин. Заметим, что эффект начального градиента сдвига для воды в глинизированных коллекторах может быть использован с целью регулирования процесса искусственного заводнения газоконденсатных залежей (газовых шапок нефтегазоконденсатных месторождений).
Нет сомнения, что каждая из указанных выше особенностей нефтегазоконденсатных месторождений должна наложить отпечаток на выбор и технологию их разработки и эксплуатации.
ГЛАВА II
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ И МЕТОДЫ ИХ ИЗУЧЕНИЯ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ РАВНОВЕСНЫЕ И НЕРАВНОВЕСНЫЕХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ
На глубинах свыше 1500 м в подавляющем большинстве случаев в пластовых газах содержатся в растворенном состоянии жидкие углеводороды—пенганы и вышекипящие (Cs+). Газ таких залежей обладает обычно ретроградными свойствами, т. е. в процессе снижения давления и температуры из него выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат.
Содержание конденсата в пластовом газе, как правило, возрастает с увеличением давления и температуры. Однако из этого не следует, что во всех глубоко залегающих пластах, объем пор которых насыщен газообразными углеводородами, при высоких давлениях и температурах должны содержаться тяжелые компоненты. В реальных условиях существенную роль играют пути формирования залежи.. При наличиисоатветствукмцего ряда углеводородов вероятность образования газоконденсатных залежей, содержащих в составе пластового газа большое количество тяжелых фракций (в обычных условиях существующих в виде жидкости) с увеличением пластовой температуры и давления возрастает.
В зависимости от условий формирования залежи содержание пентанов и вышекипящих в газовой фазе может быть довольно значительным и достигать при высоких давлениях (300— 400 кгс/см2) и температурах (100—150°С) значений 500—1000 г/м3 и более.
Вместе с тем на тех же глубинах и при тех же термодинамических условиях встречаются газоконденсатные месторождения с незначительным содержанием конденсата (25—40 г/м3). Следует также отметить, что пластовый газ из газовых шапок газонефтяных месторождений по своему составу, а следовательно, и свойствам идентичен пластовым газам газоконденсатных месторождений.
Основной компонент газоконденсатных смесей — метан. Наряду с ним в составе газа содержатся все его газообразные гомологи — этан, пропан, н-бутан и изобутан. Из неуглеводородных газообразных компонентов обычно содержатся азот, углекислота, а также сероводород и гелий.
В состав пентанов и вышекипящих, т. е. конденсата, входят многочисленные углеводороды различного строения, относящиеся к различным гомологическим рядам — парафиновому, нафтеновому 3*35
Рис. 7. Диаграмма давление — состав бинарных смесей метана с углеводородами парафинового ряда при температуре 60°С:/ — кривая критических точек; 2 — кривая точек максимальной конденсацииРис. 7. Диаграмма давление — состав бинарных смесей метана с углеводородами парафинового ряда при температуре 60°С:/ — кривая критических точек; 2 — кривая точек максимальной конденсацииС увеличением давления растворимость жидких углеводородов в метане растет. При этом чем тяжелее углеводород, тем более высокое давление требуется для его полного растворенияС увеличением давления растворимость жидких углеводородов в метане растет. При этом чем тяжелее углеводород, тем более высокое давление требуется для его полного растворения
Рис. 7. Диаграмма давление — состав бинарных смесей метана с углеводородами парафинового ряда при температуре 60°С:
/ — кривая критических точек; 2 — кривая точек максимальной конденсации
Рис. 7. Диаграмма давление — состав бинарных смесей метана с углеводородами парафинового ряда при температуре 60°С:
/ — кривая критических точек; 2 — кривая точек максимальной конденсации
С увеличением давления растворимость жидких углеводородов в метане растет. При этом чем тяжелее углеводород, тем более высокое давление требуется для его полного растворения
С увеличением давления растворимость жидких углеводородов в метане растет. При этом чем тяжелее углеводород, тем более высокое давление требуется для его полного растворения
и ароматическому. Конец кипения конденсатов может достигать 300—400°С и выше.
В конденсате глубокозалегаю- щих месторождений могут содержаться в очень незначительном количестве смолистые вещества.
Плотность конденсата может колебаться в широких пределах от 0,70 до 0,85.
Нефти отличаются от конденсата высоким содержанием фракций, выкипающих выше 300°С. В них помимо углеводородов имеются кислородные, сернистые и другие производные углеводородов. Эти соединения являются составной частью смол и асфальтенов. Плотность нефти колеблется также в значительных пределах от 0,78 до 0,95.
Состав нефтегазоконденсатных систем может быть различным, и в зависимости от этого состава существенно изменяется их термодинамическая характеристика. Естественно, что чем больше компонентов входит в состав системы, т. е. чем сложнее ее состав, тем труднее аналитически определить ее фазовое поведение.
Было установлено, что качественно закономерности фазового поведения многокомпонентных смесей подобны таковым для бинарных и тройных смесей, состоящих из углеводородов с сильно разнящейся летучестью.
На рис. 7 показана диаграмма давления — состав для бинарных смесей метана с углеводородами нормального парафинового ряда.
в метане.
Из этих закономерностей бинарных смесей следует, что чем выше давление и температура, тем большее количество жидких
вания.вания.Мелькая Золя метанаМелькая Золя метана
вания.
вания.
Мелькая Золя метана
Мелькая Золя метана
Рис. 8. Критические кривые бинарных смесей метана с нормальными парафиновыми углеводородами.
/ — метан; 2 — с этаном; 3 — с пропаном; 4 — с бутаном; 5 — с пентаном; 6 — с гексаном; 7 —с гептаном; 8 — с октаном; 9 — с нонаном; 10— с деканом: 11 —с ундеканом; 12 —с додеканом; 13 — с тридеканом; 14 — с тетра деканом; 15 — с пента- деканом; 16 — с гексадеканом
углеводородов и больше их тяжелых фракций может переходить в газообразное состояние.
На рис. 8 показаны критические ' кривые бинарных смесей метана с нормальными парафиновыми углеводо
родами от этана до гексадекана включительно. Из закономерностей расположения этих кривых следует, что чем выше темпера
туры кипения тяжелых углеводородов, входящих в состав при- —"родных' смесей; тея больше "область'Их двухфазного "сущёство-
На рис. 9 дана зависимость критической температуры от состава для бинарных смесей метана с нормальными парафиновыми
углеводородами. Критический состав бинарных смесей метана с высококипящими углеводородами в пределе температур от 0 до 150°С изменяется незначительно. Так, для смеси метан — тридекан с повышением температуры от 50 до 150°С критический состав изменяется лишь на 0,006 мольных долей. Следовательно, небольшое изменение состава смеси приводит к значительному изменению критической температуры. Поэтому можнр. сделать заключение,
Рис. 9. Зависимость критической температуры от состава для бинарных смесей метана с нормальными парафиновыми углеводородами.
что для газоконденсатных смесей, в конденсате которых содержится значительное количество высококипящих фракций, а также для смесей газ — нефть при состоянии смеси, близкой к критическому, незначительные изменения конденсатного фактора могут привести к тому, что данная смесь при заданной пластовой температуре будет в одном случае с повышением давления переходить в однофазное газовое, а в другом — в однофазное жидкое состояние.
Изучение бинарных смесей метана с представителями различных углеводородных групп (парафиновой, нафтеновой и ароматической) [39, 94, 106] показывает, что растворимость метана в этих углеводородах значительно уменьшается при переходе от пара-
Рис. 10. Тройная диаграмма (а) и диаграмма давление — состав (6)Рис. 10. Тройная диаграмма (а) и диаграмма давление — состав (6)
Рис. 10. Тройная диаграмма (а) и диаграмма давление — состав (6)
Рис. 10. Тройная диаграмма (а) и диаграмма давление — состав (6)
финового углеводорода к нафтеновому и ароматическому. Растворимость жидкого углеводорода в метане уменьшается в той же последовательности. Еще ближе к природным смесям фазовое поведение тройных смесей. Оно обычно изображается с помощью тройных диаграмм.
На рис. 10,а показана примерная диаграмма тройной смеси, состоящей из наиболее летучего компонента 1, компонента со средней летучестью 2 и менее летучего компонента 3. На рис. 10,6 для сравнения приведена диаграмма давление — состав бинарных смесей, составленных из компонентов 1 и 2 и 1 и 3 и тройных смесей, жидкая фаза которых характеризуется определенным соотношением компонентов 2 и 3. Тройная диаграмма давление — состав построена для постоянной температуры t.
Давление р' ниже критических давлений бинарных смесей 1—2 и 1—3. Область двухфазного существования тройной смеси при этом давлении на тройной диаграмме заключена между отрезками сторон треугольника СЕ и DF и кривыми точек кипения EF и точек росы CD. На диаграмме давление — состав кривые точек росы и точек кипения при этом давлении представлены соответственно отрезками EF и CD.
Двухфазная область на тройной диаграмме пересекается линиями нод, т. е. линиями, связывающими составы газа и жидкости, 38
находящиеся в равновесии при данных давлении и температуре. Например, нода JH характеризует равновесные составы газовой и жидкой фаз при давлении р' смесей, отвечающих точкам, расположенным на отрезке JH.
Если давление р" соответствует точкам, расположенным между критическими давлениями бинарных смесей 1—2 и 1—3, то область двухфазного существования смеси на тройной диаграмме ограничивается отрезком АВ стороны треугольника и кривой АКВ (АК— кривая точек кипения, ВК— кривая точек росы; точка К — критическая' точка тройной системы при давлении р" и температуре О- На диаграмме давление — состав (см. рис. 10,6) кривые точек ки-
Рис. 11, Тройная диаграмма (а), диаграмма при постоянном соотношении компонентов 2 иРис. 11, Тройная диаграмма (а), диаграмма при постоянном соотношении компонентов 2 идавление — состав тройной смеси3 (б)давление — состав тройной смеси3 (б)
Рис. 11, Тройная диаграмма (а), диаграмма при постоянном соотношении компонентов 2 и
Рис. 11, Тройная диаграмма (а), диаграмма при постоянном соотношении компонентов 2 и
давление — состав тройной смеси
3 (б)
давление — состав тройной смеси
3 (б)
пения и точек росы при давлении р" выражаются отрезками АК и и КБ. Диаграмма давление — состав тройной смеси 1—2—3 на этом рисунке соответствует составам жидких фаз, расположенным на отрезке МК прямой 1М на рис. 10,а. Соотношение компонентов 2 и 3 в жидкой фазе постоянно и равно отношению отрезков ЗМ/2М. Критическая точка К расположена на критической изотерме, соединяющей критическую точку К' бинарной смеси /—2 с критической точкой К" бинарной смеси 1—3. Критическая точка на диаграмме давление — состав в этом случае так же, как и для бинарных смесей, совпадает с максимальным давлением.
Рассмотрим поведение тройных смесей, в составе которых сохраняется постоянным соотношение двух компонентов, например 2 и 3. Зададимся некоторым постоянным соотношением z2/(z2+z3) (прямая 1а на рис. 11,я) и будем изменять концентрацию смеси от 100%-ной смеси компонентов 2 и 3 до 100%-ной смеси компонента 1. Увеличение в смеси концентрации первого компонента приводит к повышению давления точек кипения смесей (точки b и с). В точке пересечения прямой 1а с критической кривой К'КК" (точка £)
состав смеси будет отвечать критическому, и давление р3 будет критическим. Дальнейшее увеличение концентрации компонента 1 при этом давлении приводит к переходу смеси в двухфазную область. Переход смеси в однофазное газовое состояние возможен с повышением давления до.р4 в точке е (изобара р^ касательна к прямой /а). Это будет предельное давление, выше которого существование рассматриваемых смесей возможно только в однофазном состоянии. При следующем увеличении концентрации компонента 1 давление в точках росы начинает уменьшаться (точки f, z). Таким образом, изменение концентрации компонента 1 на
Рис. 12. Диаграмма давление — температура для тройной смеси при постоянном соотношении компонентов 2 и 3 в смесиРис. 12. Диаграмма давление — температура для тройной смеси при постоянном соотношении компонентов 2 и 3 в смеси
Рис. 12. Диаграмма давление — температура для тройной смеси при постоянном соотношении компонентов 2 и 3 в смеси
Рис. 12. Диаграмма давление — температура для тройной смеси при постоянном соотношении компонентов 2 и 3 в смеси
участке Ке приводит к ретроградной конденсации, а на участке ef — к ретроградному испарению в изобарно-изотермических условиях (при давлении рзУ
К такому же выводу можно прийти, еслй рассматривать поведение смесей, составленных из различных соотношений третьего компонента, и смеси первого и второго компонентов при постоянстве отношения Zi/(Z]4-22) (прямая 3/)- Уменьшение концентрации компонента 23 в смеси будет приводить к росту давления в точках кипения смесей (точки е, п, т) до некоторого максимального давления в точке q, после чего наблюдается некоторое уменьшение давления в точках кипения до р3, равного критическому давлению. На участке mq наблюдается ретроградное испарение, а на участке qK — ретроградная конденсация в изобаро-изотермических условиях. Дальнейшее уменьшение концентрации третьего компонента в смеси приводит к понижению давления в точках росы этих смесей (точка г). При другом постоянном соотношении компонентов zx и z-1 возможен вариант, аналогичный рассмотренному в первом случае (прямая 3/).
Если изобразить изменение тройных систем на диаграмме давление — состав при постоянном соотношении второго и третьего компонентов в смеси, то кривые точек кипения и точек росы будут иметь вид, подобный приведенному на рис. 11,6. Точка с отвечает критическому состоянию системы, точка с' — максимальному давлению, до которого возможно существование смесей в двухфазном состоянии.
На рис. 12 дано примерное расположение критических кривых бинарных смесей 1—2 и 1— 3 и тройной смеси /—2—3 при постоянном соотношении компонентов 2 и 3 (c=Z2/(z2+z3)=const). Критическая кривая тройной смеси соединяет критическую кривую компонента / с критической точкой бинарной смеси, состоящей из компонентов 2 и 3 при том же соотношении с. Как уже было отмечено, для таких систем в отличие от бинарных смесей возможно существование двухфазной области выше критической кривой. Фазовая диаграмма тройной сме<;и постоянного состава, отвечающего точке е на рис. 11,а, будет иметь вид, подобный фазовой диаграмме s на-рис. 12.
Рис. 13. Диаграмма "фазовых состояний газоконденсатной (а) и газонефтяной (б) смесей
Изучение фазового изменения тройных углеводородных смесей метана с углеводородами различного строения [96, 108] показало, что присутствие в смеси нафтеновых и ароматических углеводородов может значительно изменить растворимость как газа в жидкости, так и жидкости в газе по сравнению со смесями, состоящими из парафиновых углеводородов. Последнее обстоятельство значительно усложняет проведение расчетов фазового поведения природных углеводородных смесей и заставляет исследователей (как будет показано ниже) прибегать к разработке различных корреляций, учитывающих влияние группового состава таких смесей.
Типичное фазовое состояние газоконденсатной смеси показано на рис. 13,а [95]. По своему характеру оно подобно изменению бинарной смеси с большим содержанием более летучего компонента. В критической точке сходятся кривые равного содержания жидкой фазы в системе (изоплеры). Пунктирные кривые а и £ отвечают максимальному содержанию жидкой ф'азы (а —при постоянной температуре, b — при постоянном давлении). Кривая а соединяет критическую точку с крикондетермической, а кривая b — с крикондебарической.
Типичное состояние газонефтяной смеси показано на рис. 13,6 [95]. Изменение ее подобно изменению бинарной смеси с большим содержанием менее летучего компонента.
Некоторые исследователи [128], условно принимая, что газоконденсатная или газонефтяная система состоит из двух сложных компонентов — газа и жидкости, занимались изучением влияния их соотношения на фазовое состояние системы.
На рис. 14,а показано фазовое состояние газоконденсатной системы при постоянной температуре и изменении весовой доли сепараторного газа. При низких значениях этой весовой доли исследуе-
Рис. 14. Диаграмма фазовых состояний газоконденсатной (а) и газонефтяной (6) смесей при изменении весовой доли газа
мая смесь с повышением давления переходит в однофазное состояние. Если рассматривать изменение системы вдоль фазовой границы, то с увеличением весовой доли газа смесь проходит через критическое состояние, за которым при изотермическом повышении давления наблюдается переход системы из двухфазной области в однофазную газовую область. Эта диаграмма может быть сопоставлена с диаграммой давление — состав для тройной смеси, в составе которой меняется мольная доля наиболее летучего компонента (см. рис. 11,6). По своему характеру обе диаграммы аналогичны. При давлениях выше критического при данной температуре наблюдается существование смеси в двухфазной области. С увеличением весовой доли газа давление возрастает до некоторого максимального значения (на рис. 11,6 этому состоянию соответствует точка с), после чего наблюдается его уменьшение в точках ретроградной росы.
Несколько отличается от рассмотренного состояние газонефтяной смеси при изменении ее состава (соотношения газ — нефть). 42
Увеличение весовой доли газа вдоль фазовой границы также приводит к переходу этой системы через критическое состояние. Однако в данном случае, как это следует из работы [128], плавного перехода от точек кипения к точкам ретроградной росы не наблюдается, и критическая точка соответствует точке перегиба на кривой фазовой границы. Так как критическая точка не может быть точкой перегиба, то возможно, что последнее явление связано с возникновением третьей (твердой) фазы.
В настоящее время открыт ряд месторождений, состояние пластовой газожидкостной смеси которых близко к критическому. С увеличением глубины бурения вероятность открытия таких месторождений возрастает.
Таблица 1
Наименование
Процент отгона (объемный)
Начало юления, °C
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Конденсат Нефть:
59
89
99
ПО
120
135
159
192
222
276
300
тяжелая
122
170
228
268
306
340
365
405
414
436
—--
сураханская
61
108
122
132
145
157
173
188
205
221
Конец кипения —300°С при 98,8
Изучение фазовых равновесий углеводородных смесей, а также природных смесей типа газ — конденсат — нефть показывает, что состояние таких смесей в критической области неустойчиво. Незначительные изменения в концентрации тяжелых углеводородов могут привести к тому, что система при данных термодинамических условиях будет находиться то в жидком, то в газообразном состоянии. Как было показано, изменение на 0,006 мольных долей в системе метан — тридекан приводит к изменению критической температуры на 100°С. Применительно к газоконденсатным смесям это соответствует 40 г/м3, что, например, при конденсатном факторе 800 г/м3 составляет 5%.
Аналогичные результаты были получены М. С. Разамат и др. [13, 48, 122] при исследовании нефтегазоконденсатных систем в критической области. В качестве исходных компонентов были взяты газ состава СН4=96,31; С2Н6=2,25; СзН8=0,72; С4Н10=0,36; Сб=0,18; Се+=0,15 в мольных процентах, конденсат с плотностью 0,7689 г/см3 и молекулярной массой 130 условных единиц, отобранный из скв. 297 Карадагского месторождения, и нефть с плотностью 0,888 г/см3 и молекулярной массой 251 условных единиц, отобранная из горизонта V Ясамальской долины (фракционные составы конденсата и нефти приведены в табл. 1).
В этих исследованиях при постоянном соотношении между га-
зом и конденсатом изменяли соотношение между количеством конденсата и нефти в системе:
С =—§—8к т £н
где gK, gn — весовые доли конденсата и нефти в системе.
В процессе исследования газовый фактор принимали равным 1800 м3/м3, параметр состава С изменялся в пределах от 0,21 до 0,3 и весовая доля нефти — от 0,47 др 0,581.
На рис. 15 приведены' полученные из эксперимента фазовые диаграммы давление — параметр С (или давление — весовая доля нефти). Из этих результатов следует, что при почти не изменяющемся значении С=0,273 критическая температура может принимать значения от 40 до 140°С, т. е. будет происходить такая же картийа, что и для смесей метан — высококипящий парафиновый углеводород.
В том случае, когда была взята сураханская белая нефть, которая по фракционному составу была близка к конденсату (см. табл. 1), отмеченное выше явление не наблюдалось. На рис. 16 показано изменение критической температуры при увеличении или уменьшении весовой доли нефти для нефтегазоконденсатных смесей систем с разными конденсатными факторами с легкой сурахан- ской нефтью (/, 2, 3, 4) и тяжелой ясамальской (5, 6, 7). Зависимости, полученные для систем с тяжелой нефтью, почти вертикальны. В этих системах даже при незначительном изменении весовой доли нефти резко изменяются критические параметры смеси.
Для того чтобы проверить, не вызывает ли такое резкое изменение критической температуры наличие в тяжелой нефти значительных количеств смол и асфальтенов, последние были выделены из тяжелой нефти и добавлены к легкой сураханской, отогнанной до 240°С. Полученные результаты для системы с содержанием по весу 2,9% (кривая 8) и 5,4% асфальтенов (кривая 9) также нанесены на рис. 16. Добавление смол и асфальтенов не увеличило крутизны этих зависимостей. Отсюда можно сделать вывод, что резкое изменение критической температуры связано с содержанием в системе высококипящих фракций нефти.
Для коллекторов с большим этажом газо- или нефтеносности небольшие изменения в компонентном составе пластовой смеси, обусловленные гравитацией, могут привести к тому, что смесь в нижней части залежи будет представлять легкую нефть с большим количеством растворенных в ней газовых углеводородов, а в верхней — газоконденсатную систему с высоким содержанием высококипящих углеводородов. При этом переход от газонефтяной смеси к газоконденсатной будет осуществляться без образования поверхностей раздела.
В настоящее время тип месторождения определяется на основе данных термодинамического исследования пластовой смеси. Исследуют обычно рекомбинированные пробы газа и насыщенного конденсата, отбираемые из сепаратора, в который поступает поток 44
газа из скважины. Отбираемые образцы вводятся в специальную аппаратуру высокого давления в том соотношении, в котором они находятся в пластовом газе [25, 64]. В этой аппаратуре изучают поведение смеси в пластовых условиях. Как было сказано выше, даже небольшие ошибки, допущенные при отборе пробы, могут привести к тому, что газоконденсатная залежь может быть принята за газонефтяную, а газонефтяная за газоконденсатную.
Рис. 16. Зависимость критической температуры <Кр от весовой доли ясамальской нефти для систем с разными конденсатными факторамиРис. 16. Зависимость критической температуры <Кр от весовой доли ясамальской нефти для систем с разными конденсатными факторамиРис. 15. Диаграмма давление — состав системы для температуры 40 (а), 100 (б) и 140°С (в) при значениях влажности в %:
Рис. 16. Зависимость критической температуры <Кр от весовой доли ясамальской нефти для систем с разными конденсатными факторами
Рис. 16. Зависимость критической температуры <Кр от весовой доли ясамальской нефти для систем с разными конденсатными факторами
/ — 20; /' — 10; 2 — 30; 3 — 40; S' — 45; 4 — 50; 5 — 60; 6 — 70; 7 — 80; 8 — 100
Такие же ошибки в оценке залежи могут произойти и в отношении месторождений с рассеянными по пласту нефтью или конденсатом, которые при определенных условиях могут стать подвижными, что приводит к изменению соотношения газ — конденсат в потоке пластового газа, поступающем в скважину.
Рассмотренные закономерности бинарных, тройных и природных газоконденсатных и газонефтяных смесей описывают их рав-
новесные свойства. Обычно такие свойства изучают с помощью специальной аппаратуры, в которой система при каждых давлении и температуре приводится к равновесию с помощью соответствующих устройств.
Следует отметить, что поскольку для достижения равновесия в системе требуется значительное время, то практически изучается состояние смеси, близкое к равновесному. Критерием такого состояния является выравнивание составов газовой и жидкой фаз.
Однако при исследовании газоконденсатных систем о наступлении равновесия судят обычно по выравниванию объема жидкой фазы, хотя в этом случае состояние системы, естественно, отличается от равновесного.
При изучении термодинамической характеристики пластовых газов, добываемых из газоконденсатных месторождений, используется аппаратура типа ЛПГ-1 и УГК. Методы исследования с помощью этой аппаратуры достаточно подробно освещены, например, в работах [25, 64]. В результате таких исследований обычно определяют потери конденсата в пласте при разработке его со снижением пластового давления, а также выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях (изотермы конденсации).
При изучении пластовых потерь конденсата процесс конденсации осуществляется снижением давления при неизменном объеме смеси путем выпуска из бомбы газовой фазы: при этом состав газоконденсатной системы изменяется. Такой процесс получил название дифференциальной конденсации.
В процессе изучения изотерм конденсации давление снижают путем увеличения объема при постоянном составе системы. Этот процесс получил название контактной конденсации.
Ниже будет показано, что для газоконденсатных систем составы фаз, получаемых при контактной и дифференциальной конденсации, практически одинаковы.
При исследованиях на промысловых установках или лабораторно-передвижных сепараторах обычно снимают не изотермы, а изобары конденсации, пропуская стационарный поток газоконденсатной смеси через сепаратор.
В реальных газоконденсатных месторождениях многие процессы в значительной степени могут отклоняться от равновесных. Так, например, если процессы, происходящие в пласте, достаточно близки к равновесным, то в призабойной зоне пласта могут создаваться условия, при которых процесс конденсации может значительно отклоняться от равновесного.
М. С. Разамат изучала изотермы дифференциальной конденсации, полученные при различных темпах снижения давления от давления, приближенно равного давлению начала конденсации. Полученные данные для газоконденсатной системы с газовым фактором 4700 м3/т приведены в табл. 2, из которой видно, что при давлениях, близких к рнк, даже если темпы выпуска газовой фазы незначительны (0,8 л/ч или 4,2 (кгс/см2)/ч), процесс термодинамически неравновесный. Отклонение от равновесного значения объе- 46
ма жидкой фазы при давлении рнк=0,98 составляет 5,3% при темпе 0,8 л/ч и 10,6% при темпе 2 л/ч.
При давлении р|1К=0,88 отклонение соответственно равно 3,4 и 5,1%, а при давлении рнк=0,8 соответственно 1,3 и 2,0%. С дальнейшим уменьшением давления состояние равновесности не нарушается.
Таблица 2
Давление в бомбе, кгс/см’
Содержание жидкой фазы в неизменном объеме смеси (%) в зависимости от темпа выпуска газовой фазы
0,8 л/ч
2,0 л/ч
4,0 л/ч
25,0 л/ч
до выпуска
после выпуска
до выпуска
после выпуска
до выпуска
после выпуска
277
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
271
0,713
0,755
0,673
0,753
0,396
0,792
—
245
3,41
3,54
3,35
3,53
2,83
3,53
221
6,08
6,15
6,03
6,15
5,64
9,03
—
187
9,44
9,44
9,44
9,44
9,00
9,28
—
163
11,67
11,67
11,67
11,67
11,11
11,25
11,60
137
12,05
12,05
12,05
12,05
11,67
11,67
12,05
92
11,67
11,67
11,67
11,67
11,28
11,25
11,69
58
10,63
10,63
10,63
10,63
10,31
10,31
10,67
30
9,09
9,09
9,09
9,09
8,79
8,75
9,12
Опыты с тремя системами показали, что основное изменение количества выпавшей жидкой фазы наблюдается до давления максимальной конденсации. После этого давления зависимость между изменением объема жидкой фазы и давлением при разных темпах выпуска газа имеет один и тот же характер. Для проверки этого положения были поставлены опыты, а именно: до давления 185 кгс/см2— давления максимальной конденсации рМк системы с газовым фактором 4700 м3/т— выпуск газа происходил при равновесных условиях (с расходом 0,8 л/ч). Дальнейшее снижение давления до 30 кгс/см2 достигалось выпуском газа с расходом 25 л/ч. Объемы жидкой фазы в этом опыте совпали с данными при равновесном состоянии. Это свидетельствует о том, что после давления максимальной конденсации темп выпуска газа практически не влияет на количество выпавшего конденсата.
То обстоятельство, что темп выпуска газа из бомбы сильно влияет на количество выпавшего конденсата при снижении давления от рнк до Рмк, можно объяснить следующим образом.
При снижении давления от р1Ж до рМк происходит изотермическая ретроградная конденсация. При темпах выпуска газа, нарушающих равновесие фаз, конденсат не успевает выделиться из газовой фазы и, в ней содержится большее количество конденсата, чем при соответствующем равновесном условии. Вследствие того, что газовая фаза становится перенасыщенной парами конденсата.
при ее выпуске из бомбы выносится дополнительное количество конденсата.
При дальнейшем снижении давления от рмк до атмосферного система находится в области нормального испарения. При неравновесном выпуске газа и падении давления испарение происходит не полностью и количество потерянного конденсата несколько увеличивается по сравнению с условиями, соответствующими равновесным.
Однако поскольку часть конденсата была вынесена с газом из бомбы, то общее количество конденсата оказывается практически равным количеству при равновесном условии. Вследствие этого не отмечается различия между равновесным и неравновесным состояниями фаз в области от рмк до атмосферного давления.
В случаях использования методов искусственного воздействия на газоконденсатную залежь интересно знать, в какой степени равнозначны контактные процессы конденсации смеси и испарения конденсата при одном и том же темпе изменения давления. Этот ' же вопрос возникает при исследовании скважин.
В литературе имеются указания на гистерезисные явления, происходящие в процессе разработки нефтяных пластов при режиме растворенного газа [29, 81].
С целью изучения указанных явлений для газоконденсатных систем Э. С. Садыхзаде, Д. X. Исмаиловым, В, К. Каракашевым были поставлены опыты с рекомбинированными пробами на бомбе высокого давления PVT-7 с системами, имеющими газоконденсатные факторы, равные 3000, 6500 и 10 000 м3/т при температурах 26 и 80°С, и при заданных темпах изменения давления, равных 0,2; 0,1; 0,05; 0,025 (кгс/см2)/с.
Как обычно, пробы составлялись из газа и конденсата, отобранных из сепаратора в соотношениях, соответствующих заданному газоконденсатному фактору в условиях сепаратора. В качестве объекта исследования были взяты газ и конденсат из трапа скв. 13 месторождения Зыря.
Эксперименты проводились следующим образом. Вначале для выбранной газоконденсатной системы снимали кривые изотермы конденсации при температурах 26 и 80°С, т. е. ступенчатым повышением давления приводили системы в однофазное газовое состояние при равновесных условиях. Начиная с однофазного газового состояния, давление пробы понижали с определенным темпом. Понижение давления производилось контактным способом конденсации, т. е. увеличением объема смеси, при котором состав ее остается постоянным. Объем сконденсированной жидкой фазы определялся в процессе непрерывного понижения давления. Высота уровня жидкости в бомбе замерялась при помощи смотрового окна. Давление понижалось до максимально возможного увеличения объема бомбы. Затем повышали давление с тем же темпом.
Аналогично провели серию опытов при различных газоконденсатных факторах. Результаты для системы с газоконденсатным фактором 6500 м3/т при темпах изменения давления 0,2 и
Рис. 17. Количество выпавшего конденсата Qw. в зависимости., ат -степени.. - и характера неравновесности процесса:Рис. 17. Количество выпавшего конденсата Qw. в зависимости., ат -степени.. - и характера неравновесности процесса:Рис. 18. Зависимость относительного об^ма-жидкпй фазы от.давления при различных газоконденсатных факторах и температурах:/—3 — соответствуют газоконденсатным факторам 3000, 6500 и 10 000 м3/т при 1= —26°С; 4 и 5 — газоконденсатным факторам 3000 и 6500 м3/т при /=*=80°СРис. 18. Зависимость относительного об^ма-жидкпй фазы от.давления при различных газоконденсатных факторах и температурах:/—3 — соответствуют газоконденсатным факторам 3000, 6500 и 10 000 м3/т при 1= —26°С; 4 и 5 — газоконденсатным факторам 3000 и 6500 м3/т при /=*=80°С
Рис. 17. Количество выпавшего конденсата Qw. в зависимости., ат -степени.. - и характера неравновесности процесса:
Рис. 17. Количество выпавшего конденсата Qw. в зависимости., ат -степени.. - и характера неравновесности процесса:
Рис. 18. Зависимость относительного об^ма-жидкпй фазы от.давления при различных газоконденсатных факторах и температурах:
/—3 — соответствуют газоконденсатным факторам 3000, 6500 и 10 000 м3/т при 1= —26°С; 4 и 5 — газоконденсатным факторам 3000 и 6500 м3/т при /=*=80°С
Рис. 18. Зависимость относительного об^ма-жидкпй фазы от.давления при различных газоконденсатных факторах и температурах:
/—3 — соответствуют газоконденсатным факторам 3000, 6500 и 10 000 м3/т при 1= —26°С; 4 и 5 — газоконденсатным факторам 3000 и 6500 м3/т при /=*=80°С
0,025 (кгс/см2)/с и двух температурах показаны на рис. 17, из которого видно, что изменение количества выделившегося конденсата в зависимости от степени и характера неравновесности процесса начинается с давлений, близких к области максимальной конденсации системы. В области выше давления максимальной конденсации системы разность в количестве выделившегося конденсата при испарении и конденсации увеличивается.
На основании данных опытов было установлено, что степень неравновесности процесса зависит от давления, газоконденсатного фактора, температуры и темпа изменения давления.
/ — равновесная изотерма; 2к и Зк — изотермы конденсации; 2и и Зи — изотермы испарения
' Для наглядности представления о влиянии давления, газоконденсатного состава и температуры на отклонение системы от равновесного состояния были построены кривые при темпе изменения давления 0,1 (кгс/см2)/с (рис. 18).
Из графика видно следующее:
начиная с давления максимальной конденсации по мере увеличения давления относительная разность между равновесными и неравновесными объемами жидкой фазы увеличивается;
при одинаковых р/рВк и температурах с уменьшением конденса- тосодержания системы относительная разность увеличивается;
при одинаковых р/рнк и газоконденсатных факторах относительное отклонение объема жидкой фазы от равновесного значения возрастает с увеличением температуры.
Проведенные исследования показали, что' процессы конденсации смеси и испарения конденсата не идентичны, а поэтому физические параметры газоконденсатной смеси будут различны в зависимости от того, понижается или повышается давление.
РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСНОВНЫХПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ
Фазовое поведение многокомпонентных углеводородных смесей может быть описано аналитическим путем с использованием констант фазового равновесия.
Исследовательские работы по определению констант фазового равновесия компонентов сложных углеводородных смесей развивались в двух направлениях.
Первое направление основано на применении известных термодинамических соотношений и уравнений состояния Бенедикта — Вебба — Рубина [129] или Редлиха — Квонга [31] и его модификаций. Однако применение этих уравнений ограничено в основном для смесей легких углеводородов, а также смесей, содержащих азот, углекислоту и сероводород [31].
Поэтому наряду с первым направлением развивалось и второе-направление определения констант фазового равновесия по различным графическим зависимостям, построенным на основе экспериментальных данных по фазовым равновесиям бинарных, тройных и многокомпонентных углеводородных смесей. Это направление базируется на определении констант равновесия в функции давления схождения, которое выражает влияние состава на константы равновесия. Принцип давления схождения и методы его определения рассмотрены, например, в работе [108].
Для' многокомпонентной смеси давление схождения равно критическому давлению смеси, составленной из равновесных газовой и жидкой фаз в таком соотношении, при котором данная температура является критической температурой смеси. Для его определения следует знать составы сосуществующих фаз. Однако для упрощения при нахождении давления схождения за основу принимают состав жидкой фазы [108, 152].
Состав жидкой фазы для газоконденсатных смесей является определяющим, поскольку в ней могут содержаться компоненты, практически не растворимые в газовой фазе при низких и средних давлениях (например, высококипящие углеводороды с температурой кипения выше 300—400°С, бициклические ароматические углеводороды и т. п.).
Присутствие этих компонентов в жидкой фазе существенно влияет на растворимость газовых углеводородов и их константы фазового равновесия.
Как показано в работе [108], давление схождения в этом случае завышено по отношению к его значению в соответствии с приведенным выше определением.
Если давления значительно ниже критического (давления схождения), как, например, при расчетах сепарации газа, погрешность в определении давления схождения не оказывает существенного влияния на результаты расчетов.
Если расчеты проводятся при высоких давлениях, например, расчеты по фазовым превращениям в пласте в начале разработки 50
месторождения, то при определении давления схождения следует исходить из составов обеих фаз. Это можно сделать подбором такого соотношения равновесных газовой и жидкой фаз, при котором данная температура будет соответствовать критической. За такое соотношение приближенно можно принять 50% по весу жидкой фазы и 50% по весу газовой фазы. Таким образом, определение давления схождения по составам фаз сводится к нахождению критического давления. Методы определения критического давления описаны ниже. Существуют и другие методы определения давления схождения [105, 141, 152, 164]. Американской компанией газобензинового производства был выпущен атлас констант равновесия углеводородов от метана до н-декана включительно, а также азота, СО2 и Н2 [152]. По этому атласу константы равновесия при заданных значениях давления и температуры определяют в зависимости от давления схождения, которое рекомендуется рассчитывать по составу равновесной жидкой фазы.
Так как при составлении атласа констант равновесия в основу положены данные по фазовым равновесиям смесей парафиновых" углеводородов, то использование атласа ограничено для смесей, состоящих преимущественно из углеводородов метанового ряда.
В последние годы появилось еще одно направление — это частичное использование для определения констант фазового равновесия термодинамических соотношений с сохранением принципа давления схождения, т. е. это направление сводится практически к частичному сочетанию первого и второго направлений.
Такое сочетание позволяет внести необходимые корреляции и уточнения в определение констант равновесия компонентов природных нефтегазоконденсатных смесей различного группового состава, т. е. содержащих в своем составе многочисленные углеводороды как парафинового, так и нафтенового и ароматического рядов.
В основном эти корреляции касаются газовых углеводородов, а также газообразных неуглеводородных компонентов, и направлены на уточнение коэффициентов Генр1Г этих компонентов, растворенных в конденсатах и легких нефтях различного группового состава.
Было показано, что растворимость метана в значительной степени зависит от группового состава. На рис. 19 приведены зависимости коэффициента Генри £0 для метана, этана и пропана в их смесях с углеводородами различного строения. Различной растворимостью в углеводородах разного строения характеризуются также азот и сероводород.
В связи с этим в работах [99, 101, 106] на основе статистической обработки экспериментальных данных по бинарным смесям были получены выражения для определения коэффициента Генри метана, этана, пропана, азота и сероводорода в зависимости от различных параметров, характеризующих углеводородный растворитель. В качестве основного такого параметра был принят харак- 4* 51
теристический фактор К, который определяется из выражениятеристический фактор К, который определяется из выражения(4)(4)
теристический фактор К, который определяется из выражения
теристический фактор К, который определяется из выражения
(4)
(4)
0,8162 (р%с +0,0083)
где Т — абсолютная температура кипения углеводорода, К;
20°С
р4„с —плотность углеводорода.
Характеристический фактор отражает не только принадлежность углеводородов к той или иной группе (метановой, нафтеновой, ароматической), но и их строение (например, наличие боковой метильной группы у второго или третьего углеводорода основной цепи
О/ +2 дз П4 V$ ©6 $)7 TS «Ь»
Рис. 19. Зависимость коэффициента Генри для метана (а), этана (б), пропана (в), растворенных в углеводородах различного строения, от обратного значения абсолютной температуры.
д: 1 — н-бутан. 2 — н-пентан, 3 — н-гексан, 4 — н-гептан. 5 — н-октан, 6 — н-нонан. 7 — н-де- кан, 8 — н-циклогексан, 9 — бензол, 10 — толуол, // — метилциклогексан, 12— ксилол, 13— декалин;
б; 1 — пропан, 2 — н-бутан, 3 — н-пентан, 4 — н-пентан, 5 — н-декан, 6 — циклогексан, 7 — бензол;
в; 1 — н-бутан, 2 — н-пентан, 3 — изопентан, 4 — н-декан, 5 — ц^тан, 6 — циклогексан, 7 — бензол, 8—толуол, ■ ксилол- —
метанового углеводорода, смешанный характер углеводородов: ме- тано-нафтеновый или метано-ароматический и др.). Значения характеристического фактора для газообразных углеводородов приведены ниже. • .
Углеводород МетанЭтан Пропан н-Бутан
Значение К 18,514,5 •1413,5
Приведем выражения для коэффициентов Генри.
Для метана:
lg/c0=lgB0—0,1091 +(5)
где к» — коэффициент Генри; Во — коэффициент, зависящий от температуры.
При 0>/>—50°С
В0=4470+3,6/.
При 100>/>0°С
-Во=447О+27,5/—0,125/2.
При 150>/>100°С.
В0=4810+11,6/.
Для этана в интервале температур 0—1ОО°С
1g «о=1 gip—0,084^,(6)
где ф=247+6,18Л
Для пропана в интервале значений характеристического фактора К=\ 1,4^13,5
1g ^=—0,02667^+1 g (0,556^+5,735).
Для азота в интервале температур от минус 40 до плюс 350°С lg^o = 3,5915 — 0,092262 — 0,097ie-2 + ~ —0,6441^) ,(7)
где 6=7/7к (7 — температура опыта, К, 7К— температура кипения растворителя, К).
Для сероводорода
1g к, = 2,12204 — 0,0004957к — 0,096856 + ^^ —
1745,45 , 97,52
1~ •КЛЮ3 №
Для многокомпонентных смесей характеристический фактор ра- створителя. определяется по выражению 1^ = ^й$Кь а его темпера-
1
тура кипения TK = ’21gtTKi.
1
Под растворителем в многокомпонентной смеси понимается равновесная жидкая фаза без растворенного компонента и других более летучих компонентов. Например, для метана под растворителем понимается равновесная жидкая фаза без метана и азота, для этана — то же без этана, метана и азота и т. д.
Ф. М. Новрузовой [74] аналогичные зависимости для коэффициента Генри этана, пропана и бутанов были получены с помощью математического планирования эксперимента по методу комбинационного квадрата на основе экспериментальных исследований растворимости перечисленных газообразных углеводородов в конденсатах и их фракциям различного группового состава.
В результате были получены следующие уравнения регрессии для определения коэффициентов Генри:
1g к» = а, + ахК + <4 + а/к,
1 g Ко—а'й+а' хК+a'2t,(9)
где tK — средняя температура кипения фракций (для конденсата /к=
п\
=2^KJ; t — температура, при которой проводился опыт.
/
В табл. 3 и 4 приведены числовые значения коэффициентов этих уравнений.'
Константы равновесия газообразных углеводородов определяют по уравнению [108]
(Ю)(Ю)к ^«» РВРlxi fo. с 1
(Ю)
(Ю)
где f°i — летучесть газа в чистом виде, которая определяется из соответствующих таблиц или может быть найдена по уравнению Редлиха — Квонга.
Таблица 3
Коэффициенты уравнения регрессии
Коэффициент уравнения регрессии
Этан
Пропан
Изобутан
н-Бутан
а,-
3,1506
1,5614
1,4406
1,2659
—0,1461
—0,0679
—0,0980
—0,0993
аг
0,0080
0,0118
0,0141
0,0156
«3
—0,0006
—0,0006
—0,0005
—0,0006
Мера идентичности
0,92
0,97
0,97
0,94
Коэффициент множественной
0,96
0,98
0,98
0,97
корреляции
■ ■ Учитывая, что константа равновесия при давлении, равном давлению схождения, равна единице, в уравнение добавляют член, который обеспечивает это условие.
Тогда уравнение (10) примет вид:
KiKi(11)(11)^i -Bp I f ।^o£ pbp\(_P V
Ki
Ki
(11)
(11)
It\It J\ Pox /
Таблица 4
Коэффициенты уравнения регрессии без средней температуры выкипания фракций
Коэффициент уравнения регрессии
Этан
Пропан
t-Бутан
н-Бутан
“'о
3,0584
1,5131
1,3647
1,2346
а'1
—0,1461
—0,0679
—0,0980
—0,5993
0,0080
0,0118
0,0141
0,0156
Зависимость коэффициента В для метана от разности рсх—кОг и t приведена на рис. 20, а для азота при В=<^М, t) —на рис. 21 [100].
В работе [108] приведены приближенные выражения для определения коэффициента В для метана:.
при — 60</<20 и рсх—К0г<200
105а+6(рсх—ко)—с(рсх—к0)2+1,3333-10-5(Рсх—к0)3, (12)
Рис. 20. Зависимость коэффициента В для метана от разности рсх—Км при различных температурах:
1 — н-бутан; 2— н-пентан; 3 — н-тексан; 4 —в-гетан; 5 — н-октан; 6 — н-нонаи; 7 —-н-декав;
8 — н-тридекан; 9 — н-гексадекав
Рис. 21. Зависимость коэффициента В для азота от молекулярной массы углеводорода при различных температурах
где а=0,65—2,5417/+0,0125/2+0,ООО 10417Р;
при—60</<0 6=1,767—0,018/,
при О</<20 6=1,767—0,005/,
при — 60</ <0 с=0,008—0,00004/,’
при 0</<20 с=0,008; '
при 20</<140
1О5В = [а-(рс1_Ко_6)2р/2-С,
где а=65 200 + 901,66/—/2—0,00417/з,
'6=0,2+232,'
с=0,05/4-175,
при />С1—Koi>2OO и 40</<100°С
105 В= 1254-0,5/,
при 100</<190°С В=0,00175.
Для метана и=4, а для азота п=6.
Константы равновесия пентанов, гексанов и вышекипящих фракций конденсата также зависят от их группового состава.
В работах [117] были сделаны попытки учесть влияние группового состава при выборе констант равновесия фракций конденсата. Однако эти решения носят частный характер, так как они были получены для относительно небольшого ряда конденсатов, добываемых из газоконденсатных месторождений, расположенных на Апшероне. В то же время расчеты показалиф^^М]',*1^^^^^^^ константы равновесия н-октана на константу равновесия н-нонана для фракции С?+ (т. е. конденсата, освобожденного от легких фракций пентанов и гексанов) погрешность определения объема жидкой фазы при температурах до 40°С и давлениях до 150кгс/см2 не превышает 8—10%.
При расчетах процессов разгазирования нефти замена константы равновесия н-гептана константой равновесия н-декана существенно не влияет на количество выделившегося газа. Так как групповой состав в меньшей степени влияет на константу равновесия фракции С7+, чем состав более высокомолекулярного парафинового углеводорода, можно сделать заключение, что погрешность определения констант равновесия фракций конденсата, вызванная пренебрежением влияния группового состава, не оказывает существенного влияния на расчетное определение фазового поведения нефтегазоконденсатных смесей.
. С учетом изложенного, константы равновесия фракций конденсата и нефти можно приближенно определять по атласу Американской компании газобензинового производства (NGAA) на основе графиков констант равновесия нормальных парафиновых углеводородов от пентана до декана включительно, а также по таблицам констант равновесия высококипящих парафиновых углеводородов от ундекана до гексадекана включительно, приведенных в работе [93].
Сочетание двух направлений позволило разработать методику расчета фазовых превращений природных углеводородных смесей типа газ — конденсат и газ — легкая нефть [108]. Эта методика заключается в следующем.
Подготавливают исходные данные для расчета фазовых превращений, для чего должны быть известны: а) состав исходной смеси в мольных долях до компонента Сб+ или С7+ включительно; б) разгонка фракции С5+ или С7+ и плотность каждой фракции.
Фракцию С5+ целесообразно разбивать на пять частей. По средней температуре кипения и плотности каждой части фракции определяют на диаграмме Ватсона [122] ее молекулярную массу и характеристический фактор. Определяют мольную долю каждой части фракции в составе исходной смеси. В первом приближении, задаваясь давлением схождения при заданных р и Т, находят константы равновесия всех входящих в смесь компонентов, пользуясь атласом констант равновесия. Константы равновесия фракций конденсата определяют с помощью полинома первой степени по методу наименьших квадратов:
1ё^=ЛТкип+В.(13)
Исходной информацией для полинома служат выбранные логарифмы констант равновесия парафиновых углеводородов, начиная с н-пентана, и их температуры кипения.
Расчет равновесного разделения многокомпонентных смесей на газ и жидкость проводится по уравнениям концентрации, основанным на материальном балансе:
пп
^^'^^j i + № —OV^1,(14^
/=1t=i
или
пп
SSKl - № - L(15)
i=l/ = 1
Значение V определяют по уравнению пп
.2».-^>=2<|6>
1=11=1
Это уравнение решается одним из методов последовательных приближений, например методом Ньютона, методом хорд или методом деления отрезка пополам.
В результате расчета определяют составы фаз (у и х) их мольные доли (V и L). На основании полученного состава жидкой фазы уточняют значения констант равновесия азота, метана, а на основании составов газовой и жидкой фаз определяют давление схождения. В соответствии с полученным значением этого давления 58
уточняют константы равновесия всех компонентов по атласу NGAA, за исключением азота и метана, и расчет повторяют до тех пор, пока расхождение в значениях рСх и констант равновесия азота и метана будет менее заданной погрешности.
На основании полученных данных определяют конденсатный фактор или выход конденсата из газа в г/м3 газа по формуле
4 gr0,02404к 1
ИЛИ
а = УЛЖ(18)
40,02404(1 —£) ’' ’
где g«, gr — массовые доли конденсата и газа, Мг, Мж— молекулярные массы газа и конденсата.
Конденсатный фактор в см3/м3 газа определяют по формуле
Здесь pp,t — плотность конденсата при рассматриваемых р и t.
На рис. 22 приведены результаты расчета изотерм конденсации для Вуктыльского пластового газа. Наблюдается хорошая сходимость расчетных и экспериментальных данных.
В том случае, когда определяют фазовые превращения газоконденсатной смеси в процессе дифференциальной, конденсации, уравнения концентрации принимают вид [ЮО]
КЧКЧi-\-
КЧ
КЧ
(от — l)z;—2^ «Ч
(20)(20)1—1
(20)
(20)
2(т- Г) [^ Wi -1)4-1]+ КЧ
и решаются совместно с уравнением, выражающим постоянство объема системы:
з°84,8Г z/W84,5r (от— /) , (1 — ^) (от— /) МЧЖ
р«тр*т?'жрЛ*
где т — число этапов; z°, zi— коэффициент сжимаемости исходной смеси и газовой фазы в конце /-того этапа (индексы / и / указывают, что переменные, к которым они относятся, соответствуют концам /-го и /-го этапов).
Для упрощения решения задачи весь процесс снижения давления разбивают на ряд этапов и систему уравнений (20) и (21) решают последовательно для каждого этапа, определяя в конце этапа количество и составы равновесных газовой и жидкой фаз.
На рис. 23 приведены изотермы, построенные по расчетным и экспериментальным данным для Вуктыльского пластового газа.
Среднее расхождение между изотермами составляет около 10%.
На рис. 24 показаны кривые изменения с давлением составов газовой фазы для той же смеси, построенные по расчетным данным для процессов контактной и дифференциальной конденсации. Составы фазы практически одинаковы при давлениях выше 50— 100 кгс/см2. Расхождение наблюдается только в области прямого испарения.
Давление, кгс/см1
Рис. 22. Изотермы конденсации Вуктыльского пластового газа: / — по константам равновесия; 2 — по экспериментальным данным
Рис. 23. Изотермы конденсации Вуктыльского пластового газа:
1 — расчетная при контактной конденсации; 2 — при дифференциальной конденсации по расчетным данным; 5 — по экспериментальным данным при дифференциальной конденсации
Состав газовой фазы, % мольный.
^1
При наличии в пласте рассеянной нефти процесс дифференциальной конденсации описывается уравнениями концентрации [НО]:
/—1
(22)(22)Moi (2« — 1) + 2mftx0i — 2 2 у,‘ i=f .
(22)
(22)
2 [m (й + 1) - /] [W (Wj - 1) + 1] + Kii ’
Замыкающее уравнение выводится из условия постоянства объема системы:
2°г84,8Г , /гЛ40ж _ ziTVi [m (ft + 1) — fl 84,87 ■
P Рожmpi
| (1 — ^0 [m (^ + О — /W'»(23)
тр'жрД*
где Л4ож, рож — молекулярная масса и плотность рассеянной нефти; Pot, xoi — мольные доли i-ro компонента соответственно в исходном пластовом газе и рассеянной нефти; h — мольная доля нефти по отношению к исходному пластовому газу.
В качестве примера по уравнениям (22) и (23) были определены фазовые превращения в пласте, чтобы была возможность расчета содержания пентанов и вышекипящих (Сз+) в добываемом газе.,Составы пластового газа рассеянной по пласту жидкой углеводородной фазы конденсатного типа и исходной пластовой системы приведены в табл. 5. Расчет проводился в двух вариантах.
Таблица 5
Составы пластового газа, конденсатной оторочки и пластовой смеси в % при ft = 0,056
Компонент
Молекулярная масса
Пластовый газ
Конденсатная оторочка
Пластовая система
Метан
16,04
76,685
41,015
74,800
Этан
30,06
8,770
9,337
8,800
Пропан
44,09
3,828
5,196
3,900
Бутаны
58,12
1,725
3,140
1,800
I фракция
80,0
2,167
4,871
2,310
II фракция
100,0
1,498
7,974
1,840
III фракция
128,0
0,665
9,837
1,150
IV фракция
172,0
0,166
9,144
0,640
V фракция
240,0
0,026
8,239
0,460
Азот
28,0
4,470
1,246
4,300
Мольная Золя СН4
Рис. 26. Зависимость разности между истинной и псевдокритической температурами бинарных смесей метана с нормальными парафиновыми углеводородами от мольной доли метана в смеси
38 Z,
125 еИ
44 ♦
1класс
•
25 е tO
25
2
1 • 1g
1 х 1^
1 '^ \й
Екласс
х35
43 х
1
х37
1 . 1г
*А5
26*
61 *
1 * \й
^-з ж^ *2-7
О 816
" ® Я
А7 2*
1
20 Ч А
2 *
48
21
3 ^ 1
Шкласс
А27
А3
6
№яасс
33 *23
*
а 5
■ в^ '2*50
*51
22 ■
2
5 ■
Рис. 27. Распределение газоконденсатных месторождений по главным компонентам.
Классы: а — I; б — II; в — III; г — IV; д — данные, подвергнутые проверке
Следует отметить, что при таких расчетах не учитывается количество жидкой фазы, выносимой из пласта при наличии двухфазной газожидкостной фильтрации, а также при упруговодонапорном, режиме. Как будет показано ниже, в последнем случае количество добываемого из пласта конденсата может быть значительно выше прогнозируемого на основе фазовых превращений пластового газа.
Наряду с методами расчета фазовых превращений газоконденсатных смесей развивались также методы обобщения экспериментальных данных по характеристике фазового поведения газоконденсатных смесей различного исходного состава. Полученные в результате таких обобщений различные корреляции — чисто эмпирические и не связаны со строением углеводородов и их взаимным влиянием на объемное и фазовое состояние смесей. В качестве параметров, характеризующих состав газоконденсатной смеси, в таких корреляциях обычно используются общие характеристики, например, среднеобъемная температура кипёния, молекулярная масса и плотность системы, количество пентанов и вышекипящих, растворенных в газовой фазе, и другие параметры.
К таким эмпирическим методам следует отнести определения критических точек [134, 136, 144, 153], точек ретроградной росы [119, 151] и других различных характеристик газоконденсатных смесей.
Другой путь — это выявление основных закономерностей на бинарных и тройных углеводородных смесях с перенесением их на многокомпонентные смеси. Эти методы также должны, базироваться на значительном экспериментальном * материале по фазовым равновесиям как бинарных, так и многокомпонентных систем. Многокомпонентную смесь разбивают на ряд сложных компонентов и рассматривают ее как бинарную или тройную смесь", состоящую из этих компонентов. Хотя это также эмпирические методы, но они учитывают как общие закономерности, присущие углеводородным смесям, так и взаимное влияние отдельных групп компонентов. К их числу можно отнести методы определения критических, кри- кондебарических и крикондетермических точек [104, 138, 139, 140], давления схождения констант равновесия [108, 141, 164], корреляции констант равновесия [108, 150, 152, 157] и приведенные выше методы определения коэффициентов Генри для газовых углеводородов.
Так как метод определения критического давления используется для расчета давления схождения с помощью констант равновесия фазовых превращений, остановимся коротко на методах, используемых для природньйс углеводородных смесей. ;
Эти методы основаны на критических кривых бинарных смесей метана с углеводородами нормального парафинового ряда (см. рис. 8), описанных следующими приближенными уравнениями [108]:
рк=1М-г, (24)
где при минус 40°С</^40°С.'
/=2,96; г=66—0,833/+0,0125/2—0,0000417/3.
При 40°С</<160°С /=2,96—0,002/;(25)
г=51—0,475/4-0,00375/2.(26)
В интервале давлений от 175 до 500 кгс/см2 эти уравнения дают погрешность не более 3%.
В методе, предложенном в работах [104, 32], многокомпонентная система рассматривается как бинарная, состоящая из метана (или азота и метана) и остальных компонентов Сз+- Для компоненты Сг+ определяют средневесовую эквивалентную молекулярную массу по формуле
--^е»кр= У| Si^экв^е(27)
Для нормальных парафиновых углеводородов эквивалентная молекулярная масса равна действительной, для изомеров парафинового ряда и углеводородов, относящихся к другим гомологическим рядам, ее определяют по нижеследующей формуле в зависимости от их действительной молекулярной массы и характеристического фактора К:'
М^^аМ^(28)
где а = 67,946 — 15,220^4-1,164^=— 0,03^*.
Таким же образом следует поступать при определении эквивалентной молекулярной массы фракции конденсата и нефти.
При использовании данного метода для определения давления схождения, как было показано, рассчитываются весовые составы равновесных фаз и определяется состав смеси, состоящей из 50 весовых процентов газовой фазы и 50 весовых процентов жидкой фазы. Этот состав принимают за исходный при расчете давления схождения. Если давление схождения определяют по составу равновесной жидкой фазы, то поправку на ее групповой состав можно не производить, принимая, что Мэкв. — М^ '
Представляют также интерес методы определения критической температуры нефтегазоконденсатных смесей, так как с ее помощью можно уточнять тип глубокозалегающих месторождений.
РассмЪтрим метод определения критической температуры, предложенный в работе [104]. По этому методу многокомпонентная смесь,/так же как и в случае определения критического давления, рассматривается как бинарная^ состоящая из метана (или метана и азота) и остальных компонентов Сг+.
Определяется кажущаяся молекулярная масса компонента Сг+ по формуле
п
= Л(29)
2
или, если на последнем месте стоит азот, то
л—1
2 ZiMi
(30)
2^
2
По составу смеси рассчитывается ее псевдокритическая температура:
п
t^^JV(31)
Отклонение истинной критической температуры от псевдокрити- ческой (ДТ) на основании данных мольного содержания метана в смеси и молекулярной массы второго компонента показано на рис. 26. Значение ДТ определяется простой интерполяцией по молекулярной массе второго компонента при данном его мольном^со- держании в смеси.
Критическая температура смеси определяется по формуле
Тнр^Тпк+ДТ.(32)
Если в состав углеводородной смеси входит азот, его при делении смеси на два компонента относят к первому компоненту, т. е. к метану. Критическую температуру рассчитывают в этом случае так же, как описано выше, только при определении ДГ из рис. 26 за мольное содержание метана принимают содержание смеси метана и азота.
В последние годы появилось новое направление в выявлении основных закономерностей, характеризующих нефтегазоконденсатные смеси, — это использование при исследовании и обработке экспериментальных данных методов математического планирования эксперимента и статистического анализа.
Применение этих методов дает возможность в значительной степени уменьшить объем экспериментальных исследований и выявить при использовании различных статистических методов обработки экспериментальных данных основные наиболее информативные признаки, а также их качественное и количественное влияние на искомый параметр газоконденсатной смеси. Например, с помощью этих методов М. С. Разамат и др. [85] нашли приближенье
ную зависимость давления начала конденсации газоконденсатных систем от двух параметров, характеризующих состав конденсата:
Рпк= (—0,00174+0,00061 Мем—0,00018Mg) -•,(33)
где М^ — ^г^;— кажущаяся молекулярная масса смеси; Мг = t
= ^igi^i—средневесовая молекулярная масса системы.
1
В работе [88] на основе спланированного по методу комбинационного квадрата расчета фазовых превращений различных по составу газоконденсатных смесей по константам равновесия с помощью корреляционного и регрессионного анализов была выявлена следующая зависимость количества выделяющегося из газа стабилизированного конденсата . от различных термодинамических условий и потенциального содержания в газе €5+:
9=9,37-0,764/+0,002/2+11,28С5++8,785 (С5+)2.(34)
Как указывают авторы, эта зависимость справедлива в пределе давлений от 20 до 100 кгс/см2 и температур от 0 до 40°€. В этом уравнении не учитывается давление, так как в указанном интервале температур оно оказывает небольшое влияние на количество выделяющегося конденсата.
Э. М. Рамазановой на основании данных по изотермам конденсации при различных температурах и составах пластового газа и конденсата для 47 месторождений Азербайджана и Тюменской области методом главных компонент были выявлены зависимости между выходом насыщенного и стабилизированного конденсата при одноступенчатой сепарации и исходным составом смеси. При этом за наиболее информативные признаки приняты содержание в пластовом газе в мольных процентах метана (Ci), этана (С2), пропана (С3), бутанов (С4) и пентанов и вышекипящих (€5+), отношение молекулярной массы конденсата к его плотности
(—- | и отношение C,/Cs+.
\ Рк у'.
В результате решения были получены выражения для двух главных компонент:
г = — 0,473€,, + 0,3748€,, + 0,4543€,, + 0,4081€,, +
4-0,3125 (Сб+)„ — 0,177 ^^) —0,364^-^-)(35)
г= — 0,027€,, — 0,274€,, — 0,221С„ — 0,102С„ +
4-0,5601 (€,+),4-0,5928—0,446 (С,/С5+)„(36)
где индекс н — означает нормированные значения каждого признака. Нормировка проводилась по выражению
лн = ^-^ > ° — дисперсия.
Распределение месторождений по главным компонентам показано на рис. 27, из которого следует, что все рассмотренные месторождения можно разбить на четыре класса.
Рис. 28. Зависимость выхода насыщенного конденсата от главной компоненты для месторождений различных классов.
а—г —см. рис. 27
На рис. 28 даны зависимости выхода насыщенного конденсата GHK при р=60 кгс/см2 и Т=20°С для месторождений четырех классов в г/г газа (GНК/Gr).
В табл. 6 сравнены экспериментальные значения отношения GPK[GT с полученными по методу главных компонент как для месторождений, вошедших в выборку, так и оставленных для проверки. При этом погрешность определения не превышает допустимой.
Одна из важных характеристик газоконденсатных смесей — коэффициент сжимаемости газовой фазы. Он может быть определен по диаграмме Брауна в зависимости от псевдоприведенных параметров, которые рассчитывают пр составу этой фазы для заданных давления и температуры. В основе этого определения лежит принцип соответственных состояний. По составу газовой фазы опреде-
Месторождение
Класс
^сеп
^сеп
°нк/°г
Погрешность, %
экспериментальное
по методу главных компонент
Заполярное
3
—
—
—
3
—
Арктическое Лян-Торское
4
3
67,8
+ 17
0,1336
0,145
8,20
Петлякинское
4
53
—7
0,1517
0,164
7,9
Лян-Торское
3
60
—37
0,2154
0,24
9,1
Самотлорское
3
325
—ю
0,1384
0,130
6
3
44,5
+з
0,1894
0,205
7,9
4
60
0
0,15
0,15
0
Уренгойское
3
3
50
50
+5 +3
0,221
0,318
0,2 -
0,31
9,5
2,52
4
60
—5
0,1686
0,615
2,13
3
38
+ 15
—
0,155
—
3
60
+20
—
0,162
—
4
50
—4
0,142
0,156
8,95
3
60
+3
0,221
0,220
0,5
4
46,2
+ 1
0,152
0,159
- 4,6
3
40
4-1
0,228
0,216
5,26.
Медвежье
3
60
—15
0,287
0,28
2,5
Заполярное
3
3
60
60
+ 11 +20
0,152
0,103
0,158
0,111
4,0
6,6 ■
Уренгойское
4
3
60
50
+5 +3
0,065
' 0,212
0,068 0,2
4,61
5,5
_ .ЯМ§У>гское скв. 9
4
Т"
60
+2©
0,1245
Ov47^
0,133
О’, 472 -
6,4 О
скв. 155-1
2
60
+20
0,215
0,223
3,7
скв. 212
3
60
+20
0,135
0,144
6,67
СКВ. 11-1
1
60
+20
0,393
0,408
3,8
скв. 70-1
4
60
+20
0,106
0,095
10,38
скв. 12С
. 1
60
+20
0,364
0,371
1,92
скв. 160
3
60
+20
0,158
0,154
2,53
■ скв. 78
2
60
60
4-20
0,26
0,254
2,31
скв. 70-2
4
+20
0,089
0,092
3,37
скв. 93-1
3
+20
0,095
0,1
5,0
скв. 93-2
2
+20
0,148
0,156
5,4
скв. 70-3
4
60
+20
0,101
0,103
1,98
скв. 14
2
60
+20 .
0,24
0,236
1,67
скв. 11-2
1
60
+20
0,44
0,429
2,5
скв. 194
3
- 60
+20
0,136
0,133
2,21
скв. 11-3
1
60
+20
0,377
0,369
2,12
скв. 43
4
60. ■
+20
0,0871
0,0867
0,46
скв. 126
1
60
+20
0,517
0,519
0,39
скв. 130
2
60
4-20
0,236
0,23
2,54
скв. 86
1
60
4-20
—
—
—
скв. 143
1
60
+20
0,531
0,533
0,38
скв. 98
3
со
+20
0,136
0,135
0,74
скв. 155-2
2
60
+20
0,26
0,266
2,3
Медвежье
3
со
—15
0,287
0,285
0,7
Соленииское
4
со
—27
0,0412
0,0345
16
Уренгойское
4
4
50
50
—4
’ +2
0,142
0,124
0,157
0,130
10,5
4,8
2
50
+3
0,335
0,312
6.8
(38)(38)или С?+ критические давление и темпера-или С?+ критические давление и темпера-Для компоненты С5+Для компоненты С5+100 120 140 160 180 200 220 240Молекулярная масса100 120 140 160 180 200 220 240Молекулярная массаРис. 29. Зависимость критических давлений и температуры фракций гептан плюс вышекипящие от ихРис. 29. Зависимость критических давлений и температуры фракций гептан плюс вышекипящие от ихплотности и молекулярной массыплотности и молекулярной массы
(38)
(38)
или С?+ критические давление и темпера-
или С?+ критические давление и темпера-
Для компоненты С5+
Для компоненты С5+
100 120 140 160 180 200 220 240
Молекулярная масса
100 120 140 160 180 200 220 240
Молекулярная масса
Рис. 29. Зависимость критических давлений и температуры фракций гептан плюс вышекипящие от их
Рис. 29. Зависимость критических давлений и температуры фракций гептан плюс вышекипящие от их
плотности и молекулярной массы
плотности и молекулярной массы
Продолжение табл. 6
Месторождение
Класс
^сеп
^сеп
Погрешность, %
экспериментальное
по методу главных компонент
Лян-Торское
4
55
+ 11,5
0,1055
0,1140
8,05
-
3
60
0
0,2154
0,217
0,7
Петлякинское
4
60
—30
0,0526
0,047
10,6
4
60
-9,8
0,0106
0,01
5,6
Соленинское
4
60
—14
0,0213
0,021
1,41
4
60
7
0,0564
0,0580
2,84
4
60
+12,5
0,0538
0,046
14,5
Уч-кыр
4
60
+20
0,0095
0,009
5,8
Канибадам
3
60
+20
0,16
0,17
6,25
ляют псевдокритическое давление рс и псевдокритическую температуру Тс по формулам:
Рс^^Ркри(37)
туру определяют по графику (рис' 29) в зависимости от его плотности и молекулярной массы.
При заданных давлении и температуре определяют псевдоприве- денные параметры по формулам:
р Т и
х — На основании зна- Рс ’ * с
чений псевдоприведенных параме-, тров по диаграмме сжимаемости определяют коэффициент сжимаемости.
Для приближенного установления псевдокритических свойств газовой фазы при известной ее плотности по воздуху при атмосферных условиях (р=1 кгс/см2 и /=15,5°С) можно использовать график, приведенный, например, в [94].
Плотность газовой фазы по воздуху рассчитывают по ее составу или определяют на основании значений плотностей газа и конденса-
та, на которые разделяется газовая
фаза при атмосферных условиях в соответствии со значением полученного при этих условиях конденсатного фактора. Такие данные обычно получают в процессе проведения экспериментальных исследований фазового поведения газоконденсатных смесей на установках типа PVT или УФР.
В этом случае плотность газовой фазы
РгфРгфрг + д?к?врг + д?к?в(39)(39)
Ргф
Ргф
рг + д?к
?в
рг + д?к
?в
(39)
(39)
где рв, рг — плотность воздуха и плотность газа, полученного при атмосферных условиях, г/м3; рк — плотность конденсата, г/м3; q— конденсатный фактор, см3/м.
Коэффициент сжимаемости газоконденсатных смесей в газовой фазе можно вычислить также по уравнению Редлиха — Квонга и его модификациям [31] по составу газовой фазы.
А. В. Сушилиным было показано, что по методу определения коэффициента сжимаемости с помощью диаграммы Брауна полу
чают хорошую сходимость расчетных и экспериментальных данных для газоконденсатных смесей с высоким содержанием в них парафиновых углеводородов. Присутствие в таких смесях больших количеств нафтеновых и ароматических углеводородов приводит к значительному увеличению погрешности [Н4].
вании состава жидкой фазы рассчитывают кажущуюся плотностьвании состава жидкой фазы рассчитывают кажущуюся плотностьПлотность жидкой фазы (насыщенного конденсата) можно определить по графоаналитическому методу Катца и Стендинга. Для удобства вычисления плотности на ЭВЦМ графические зависимости были описаны аналитическими выражениями [100]. На осно
вании состава жидкой фазы рассчитывают кажущуюся плотность
вании состава жидкой фазы рассчитывают кажущуюся плотность
этана по формулам:
при ^<0,05
(40)4-0,3591,(41)(40)4-0,3591,(41)рс = 0,3205 рСа 4-0,02436;
(40)
4-0,3591,(41)
(40)
4-0,3591,(41)
при gc >0,05
0,3124 — 0,3638gCi + 0,1151 g2Ci — 0,0667g3Ci
рС,=(рс +— 0,3605)-’
где рг —плотность жидкой фазы без этана и метана при 1 = з+
= 15,6°С и р=\ кгс/см2, gc—массовая доля этана в насыщенной жидкости.
Значения рс и g^ определяются по формулам
(42)(42);=з
(42)
(42)
^.4.П
Pi
Sc,Sc,Ха-Ad gПХа-Ad gП(43)(43)2 Xz^z2 Xz^z1=21=2
Sc,
Sc,
Ха-Ad g
П
Ха-Ad g
П
(43)
(43)
2 Xz^z
2 Xz^z
1=2
1=2
Кажущуюся плотность метана рассчитывают по формуле Sc, = (0,4549 - 0,5202^Ci - 0,8401^)?^, где рс —плотность жидкости без метана при /==15,5°С = 1 кгс/см8; gc —массовая доля метана в жидкости.
Значения рс и g^ определяют по формулам
2 х‘^‘
2 +2 +рг. =^;
2 +
2 +
рг
i=2gc==_^L_.
Плотность насыщенной жидкости при стандартных условиях
2
Рст=^1(47)
1=1
Плотность насыщенной жидкости необходимо привести к заданным условиям давления и температуры.
Поправка на давление вводится по формуле
рр=Рст+Арр,(48)
где Арр определяется из выражения
1пАрр—In 6—арст1п10.(49)
Здесь 0=1,91+2,442- 10~3р—1,619- 10~5р2+0,2398- КМ/?3, Ь=—0,01+3,058- 10~3р—0,5058 • 10"5р2.
Поправка к плотности на температуру, равную 15,5°С и выше,
где коэффициенты а' и Ь* при ^60°С равны:
а’ " 0,00536 4- 0,000144< *^0
Ь'=28,1—0,0486/.
и при 15,5^/<60°С
а'=1417,17—75,49/4-1,4215/2—0.008957/3,6'=560,17—33,328/4-0,6839/2—0,004618/3.
Поправка к плотности на температуру в пределе минус 50 плюс 15,5°С
Др(=«(15,5—/),(52)
где а=0,001836—0,00509рР4-0,0054рр2.
Поправка к плотности для температур ниже 15,5°С прибавляется, а для температур выше 15,5°С вычитается из значения плотности при заданном давлении.
Для определения плотности жидкой фазы существуют и другие методы, как, например, метод Аллана и Кенеди [127]^ которые также даны в аналитической форме.
К числу основных физических параметров газоконденсатных смесей относится и вязкость. Вязкость газовой фазы можно определять по формуле, предложенной в работе [135]:
Р-, = у- eftp=* т=\(53)
где щ— вязкость газовой фазы при р=1 кгс/см2,
^ь^т^-ь^м2,;(54).
Т — текущая температура; То и ре— псевдоприведенные температура и давление смеси; 60—Ь6—постоянные коэффициенты, приведенные в [132].
f <pJс)=оо4-а1Рс4-а2Р2с4~азр3с4“ (а44~<25Рс4-4-аеР2с4-а7Р3с) т с4~ (084-a9Pc4-aioP2c4~ai ip3c) Т2С+
+ (^124-а1зРс4-анР2с4“с15Р3с) тзс,(55)
где Оо—П]5 — постоянные коэффициенты, приведенные в [132].
А. В. Сушилиным [100] было показано, что если в газоконденсатных смесях содержатся значительные количества нафтеновых и ароматических углеводородов при высоких давлениях (выше 300 кгс/см2), вязкость газовой фазы может отличаться от расчетной на 15—20% и более.
Вязкость жидкой фазы как функцию давления и состава можно рассчитывать по методике Лоренца и др. [149].
Последовательность операций имеет вид:
цг=И1+(<₽4(рг)-Ю-4)/ё,(56)
где рг — псевдоприведенная плотность смеси.
(57)(58)(57)(58)ф (Рг) =0,1023+0,023364рг+0,58533рг2——0,40758рг3+0,0093324рг4,
(57)
(58)
(57)
(58)
90,0160244
?Г Ррс ’ Ррс 6’
2 x+i+x^+++1=1
TcZ, Pci'?pc — критические параметры компонентов в смеси; V£ и У7+— критические объемы i-ro компонента и фракции С7+, pi рассчитывается по формуле (54).
Таблица 7
Компонент
Состав газовой фазы (% мол) при давлении (кгс/см2)
330
303
246
205
160
105
56
сн4
74,8
75,68
76,67
78,01
79,01
79,54
79,75
с2н8
8,8
8,79
8,77
8,74
8,71
8,76
8,84
с,н8
3,9
3,87
3,83
3,74
3,62
3,59
3,70
С4Н10
1,8
1,78
1,72
1,65
1,54
1,42
1,47
ф.
2,31
2,26
2,17
1,77
1,50
1,72
1,14
ф2
1,84
1,70
1,50
1,01
0,70
0,48
0,37
Фа
1,15
0,96
0,66
0,37
0,19
0,09
0,07
ф4
0,64
0,43
0,18
0,08
0,04
0,01
0,01
ф5
0,46
0,15
0,03
0,01
.—
—
—
^2
4,3
4,38
4,47
4,60
4,68
4,67
4,64
Примечание. Ф1_5—фракции, на которые разбивается остаток С5+ согласно методике, приведенной в [108].
Таблица 8
Компонент
Состав жидкой фазы (% мол) дай давлении (кгс/см2)
303
246
205
160
105
56
сн4
48,44
45,81
40,19
34,59
25,26
16,11
С2Н6
8,97
9,20
9,40
9,67
9,15
8,34
с3н8
4,72
5,19
5,66
6,58
7,17
6,36
с4н10
2,50
3,14
3,43
4,28
5,61
5,67
ф,
3,89
4,87
8,07
10,01
11,58
16,13
ф2
6,07
7,97
10,76
12,72
16,07
19,21
Ф3
6,86
8,85
9,53
10,26
12,24
13,93
ф4
6,79
6,74
6,63
6,36
"7,24
8,10
ф5
9,84
8,23
5,25
4,81
5,26
5,91
N,
1,90
1,24
1,07
0,71
0,42
0,23
Известную сложность представляет определение V7+, для чего в [135] предложена формула:
V7+=21,573+0,015122М7+—27,656у7++0,070615М7+у7+.(60)
По описанным методикам расчета были определены коэффициенты сжимаемости, плотность жидкой фазы и вязкость равновесных фаз на основании их составов, расчетных данных по константам равновесия для Вуктыльской пластовой смеси при различных давлениях и пластовой температуре. Составы равновесных фаз и свойства фаз приведены в табл. 7—9 [77].
Таблица 9
р
Газовая фаза
Жидкая фаза
РРс
I1
Р
Z
м
в
Р
М
370
0,0349
0,3400
1,0
25,94
0
350
0,0336
0,3339
0,963
25,94
0
330
0,0324
0,3030
0,932
25,94
0
303
0,0294
0,2949
0,895
24,6
0,2866
0,6214
67,80
0,026
246
0,0245
0,2466
0,823
23,3
0,2750
0,6205
67,20
0,0704
205
0,0210
0,1993
0,805
22,1
0,2651
0,6102
67,50
0,0858
160
0,0179
0,1518
0,795
21,3
0,2825
0,6164
70,40
0,0787
105
0,0148
0,0934
0,830
20,86
0,3726
0,6433
80,50
0,0516
56
0,0124
0,0454
0,900
20,60
0,4502
0,6630
89,30
0,0245
Следует отметить, что при определении вязкости газовой фазы вблизи фазовой границы по методике [135], как будет показано в главе III, получают значительную погрешность, что объясняется аэрозольным состоянием смеси.
§ 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯНЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
Как было отмечено, в литературе [25, 64] подробно изложена методика исследования газоконденсатных смесей. Пластовые потери и фазовые поведения газоконденсатных смесей в пластовых условиях по этой методике определяют без учета влияния пористой среды. Вместе с тем известно, что пористая среда различного литологического состава и типа, содержание в ней остаточной воды может оказывать влияние на фазовые превращения пластовой смеси. Поэтому, естественно, представляет интерес оценка влияния этих факторов. Такая оценка требует совершенствования существующих методов исследования.
В данном разделе будут рассмотрены приемы определения давления начала конденсации, которые можно с достаточной надежностью использовать для изучения поведения газоконденсатных смесей как в объемной фазе, так и в пористой среде, а также методы изучения сорбционной способности породы, позволяющие вводить поправку при определении запасов газа на количество десорбируемого газа.
При изучении процессов контактной и дифференциальной конденсации в бомбе PVT давление начала конденсации определяют визуально через смотровое окно. Однако при небольшом содержании конденсата в газе этот фазовый переход визуально трудно заметить, и в этих случаях строят изотерму контактной или дифференциальной конденсации и экстраполируют ее до давления, при котором объем жидкости становится равным нулю.
В работе [65] были предложены методы определения момента начала конденсаций с помощью ультразвукового метода. Этот метод можно использовать в объемной фазе и в пористой среде.
В процессе опыта при изучений
Рис. 30. Изменение во времени т температуры t и амплитуды импульсных ультразвуковых колебаний а для пропана при давлении 5,6 кгс/см2 в объемной фазе:1 — начало конденсации; // — охлаждение прекращено, кипение жидкости; III—первые каплиРис. 30. Изменение во времени т температуры t и амплитуды импульсных ультразвуковых колебаний а для пропана при давлении 5,6 кгс/см2 в объемной фазе:1 — начало конденсации; // — охлаждение прекращено, кипение жидкости; III—первые каплипроцесса конденсации пропана в стеклянной трубе, проводившегося при постоянном давлении р—5,5 кгс/см2, охлаждением трубы постепенно снижали температуру заполнявшего ее газа. Интересно отметить, что первое изменение ультразвукового сигнала, которое фиксировалось на осциллографе, отвечало первой ступени на кривой изменения температуры И соответствовало моменту начала конденсации пропана (рис. 30).
Рис. 30. Изменение во времени т температуры t и амплитуды импульсных ультразвуковых колебаний а для пропана при давлении 5,6 кгс/см2 в объемной фазе:
1 — начало конденсации; // — охлаждение прекращено, кипение жидкости; III—первые капли
Рис. 30. Изменение во времени т температуры t и амплитуды импульсных ультразвуковых колебаний а для пропана при давлении 5,6 кгс/см2 в объемной фазе:
1 — начало конденсации; // — охлаждение прекращено, кипение жидкости; III—первые капли
Визуально же появление первых капель фиксировалось уже спустя 15 минут при дополнительном снижении температуры с 16,5 до 13°С. Таким образом, применение ультразвуко
вого метода определения начала конденсации позволяет фиксировать момент появления первых,
невидимых глазом капель, находящихся во взвешенном состоянии в газовой фазе (аэрозольное состояние).
Ультразвуковой метод был использован также для определения момента начала конденсации пропана, когда стеклянная труба была заполнена пористой средой. На рис. 31 показаны изменение давления в трубе и амплитуда ультразвукового сигнала при поддержании постоянной температуры и подаче пропана в трубу, заполненную пористой средой. В пористой среде конденсация начинается при более низком давлении и четко фиксируется с помощью ультразвукового сигнала.
В этой же работе [65] был предложен метод определения момента начала конденсации в пористой среде с помощью изменения разности потенциалов, измеряемой на концах образца, заполненного пористой средой и исследуемым газом. С помощью изменения разности потенциалов достаточно четко фиксируется момент начала конденсации пропана (рис. 32).
При экспериментальных исследованиях как в лабораторных, так и в промысловых условиях на получаемые результаты влияет множество различных факторов, в том числе в значительной степени точность измерительной аппаратуры. При изучении таких характеристик процесса, как, например, фазовые переходы в газонефтяных системах, смена режимов течения и т. п., часто приходится сталкиваться с тем, что искомые показатели находятся в пределах погрешности их определения. Иными словами, полезный ■сигнал системы заглушается помехами. В этом случае следует прибегать к таким методам обработки экспериментальных данных,
кового сигнала для пропана в пори- в пористой среде стой среде
которые, усиливая полезный сигнал, заглушают посторонний шум. К таким методам относятся разработанные в теории автоматического регулирования методы статистического дифференцирования и корреляционного сжатия.
Рассмотрим применение этих методов при определений фазовых переходов в газоконденсатных и газонефтяных смесях. Их экспериментальное определение с помощью объемного метода измерения основано на изменении сжимаемости системы при переходе системы из однофазного в двухфазное состояние. Однако такое изменение сжимаемости системы в момент начала фазового перехода обычно-весьма мало и проявляется уже в области интенсив-
ного фазового обмена. Поэтому погрешность определения этих параметров с помощью объемных методов измерения может быть достаточно большой.
Особую трудность представляет собой определение фазовых переходов в пористой среде, где к погрешности приборов прибавляется еще погрешность, обусловленная влиянием пористой среды (сорбционными процессами, капиллярными явлениями и т. п.), т. е. наблюдается усиление помех.
Применение метода дифференцирования функции с целью усиления сигнала о появлении новой фазы может быть обосновано [НО].
Рассмотрим процесс контактной и дифференциальной конденсации газоконденсатной смеси.
Обычно при объемном методе измерения кривая давление — объем или давление — количество отобранного газа монотонная. Рассмотрим, какие составляющие в этом случае наиболее изменяются в процессах контактной и дифференциальной конденсации. Зависимость давления от объема смеси для этих процессов может быть найдена из выражений:
для контактной конденсации
Q = 84,8г(7Г,(1-^.
Р 1 Р
для дифференциальной конденсации
fi = _^8z№^^ , O^-t/H^^,62)
Р'Р' Л
Здесь й — объем смеси, дм3; р— давление, кгс/см2; z— коэффициент сжимаемости газовой фазы; М—молекулярная масса жидкой фазы; р — плотность жидкой фазы, кг/дм3; N — число отобранных молей газа. При давлении выше или равном давлению начала конденсации U=\. Вторые члены правой части характеризуют объем выделившейся из газа жидкой фазы. При давлениях, близких к давлению начала конденсации, этот объем по сравнению с объемом газовой фазы небольшой, и им можно пренебречь. Тогда из (61)
84,8гЦГР— е >
а из (62)
I^pI^p84,8гЦГ(1 — N) Р— а84,8гЦГ(1 — N) Р— аПродифференцируем выражение (63) по Q, а (64) по jV:Продифференцируем выражение (63) по Q, а (64) по jV:zUzU(1— N) г(1— N) гdUI2_др T.SI дР [г. й] 84>8ГdUI2_др T.SI дР [г. й] 84>8ГТ. 2Т. 2(65)(66)(65)(66)
I^p
I^p
84,8гЦГ(1 — N) Р— а
84,8гЦГ(1 — N) Р— а
Продифференцируем выражение (63) по Q, а (64) по jV:
Продифференцируем выражение (63) по Q, а (64) по jV:
zU
zU
(1— N) г
(1— N) г
dUI2_
др T.SI дР [г. й] 84>8Г
dUI2_
др T.SI дР [г. й] 84>8Г
Т. 2
Т. 2
(65)
(66)
(65)
(66)
Из (65) и (66)Из (65) и (66)следует, что производныеследует, что производныедрдйдрдйииот изменения коэффициента сжимаемости и мольнойот изменения коэффициента сжимаемости и мольнойдр dNдр dNТ, QТ, Qзависятзависятдоли метана.доли метана.
Из (65) и (66)
Из (65) и (66)
следует, что производные
следует, что производные
др
дй
др
дй
и
и
от изменения коэффициента сжимаемости и мольной
от изменения коэффициента сжимаемости и мольной
др dN
др dN
Т, Q
Т, Q
зависят
зависят
доли метана.
доли метана.
Рассмотрим на примере бинарной смеси метан — н-пентан, как изменяются z и U при снижении давления (рис. 33). Мольная доля исходной смеси равна 0,8972. В точке, соответствующей началу конденсации смеси (давление начала конденсации рНк=158 кгс/см2) наблюдается значительный перелом на кривой z=z(p), что связано с изменением состава газовой фазы при выделении из нее жидкости. Несколько менее выражен перелом на зависимости U= H\pY
Рис. 33. Зависимость коэффициента сжимаемости (7) и мольной доли жидкой фазы (2, 3) от давления при контактной 2 и дифференциальной конденсации (3) для смеси метан — н-пентан при 37,8°С и мольной доли метана 0,8972Рис. 33. Зависимость коэффициента сжимаемости (7) и мольной доли жидкой фазы (2, 3) от давления при контактной 2 и дифференциальной конденсации (3) для смеси метан — н-пентан при 37,8°С и мольной доли метана 0,8972д?dQд?dQСледовательно, производныеСледовательно, производныев точке, соответствующей началу Гдр отразиться на зависимостяхв точке, соответствующей началу Гдр отразиться на зависимостяхи ги ги к— будут иметь т I |Г конденсации, который 1=-| от Р-I dN 1г, 8 ки к— будут иметь т I |Г конденсации, который 1=-| от Р-I dN 1г, 8 кскачокскачокдолжендолжен
Рис. 33. Зависимость коэффициента сжимаемости (7) и мольной доли жидкой фазы (2, 3) от давления при контактной 2 и дифференциальной конденсации (3) для смеси метан — н-пентан при 37,8°С и мольной доли метана 0,8972
Рис. 33. Зависимость коэффициента сжимаемости (7) и мольной доли жидкой фазы (2, 3) от давления при контактной 2 и дифференциальной конденсации (3) для смеси метан — н-пентан при 37,8°С и мольной доли метана 0,8972
д?
dQ
д?
dQ
Следовательно, производные
Следовательно, производные
в точке, соответствующей началу Гдр отразиться на зависимостях
в точке, соответствующей началу Гдр отразиться на зависимостях
и г
и г
и к— будут иметь т I |Г конденсации, который 1=-| от Р-
I dN 1г, 8 к
и к— будут иметь т I |Г конденсации, который 1=-| от Р-
I dN 1г, 8 к
скачок
скачок
должен
должен
На рис. 34,а и 35,а приведены результаты расчета зависимостей давление — объем системы, давление — количество отобран- „1 др I I др 1
ных молей газа, -= и Ь^- от р для той же системы мета
на — н-пентан. Расчеты процесса контактной и дифференциальной конденсации проводились по методике, изложенной в работе [108], на основании экспериментальных данных по фазовому и объемному поведению этих смесей [158].
Изотерма р-й не имеет видимого перелома в точке начала кон
денсации. Однако дифференцирование этой функции (рис. 34,5) вы
явило перегиб на кривойявило перегиб на кривой|^-1 от р при /?=153 кгс/см2 (по рас
явило перегиб на кривой
явило перегиб на кривой
четным данным /7НК=158 кгс/см2). На зависимости |^-| от р наблюдается скачок производной при том же давлении начала конден
сации.
Следует отметить, что усиление сигнала о появлении новой фазы в данном случае может быть достигнуто не только простым дифференцированием, но и таким преобразованием переменных,
при котором будут выделены составляющие, наиболее сильно изменяющиеся в процессе фазового перехода. К таким составляющим, как показано в данном примере, относятся сжимаемость газовой фазы и ее мольная доля.
Рис. 34. Зависимости давления начала контактной конденсации смеси метан — н-пентан при содержании метана 0,8972 в исходной смеси:а — давления от объема (Л и произведения pQ от давления (2); б —Рис. 34. Зависимости давления начала контактной конденсации смеси метан — н-пентан при содержании метана 0,8972 в исходной смеси:а — давления от объема (Л и произведения pQ от давления (2); б —
Рис. 34. Зависимости давления начала контактной конденсации смеси метан — н-пентан при содержании метана 0,8972 в исходной смеси:
а — давления от объема (Л и произведения pQ от давления (2); б —
Рис. 34. Зависимости давления начала контактной конденсации смеси метан — н-пентан при содержании метана 0,8972 в исходной смеси:
а — давления от объема (Л и произведения pQ от давления (2); б —
Преобразуем выражения (63) и (64) таким образом, чтобы усилить влияние этих составляющих. Получим:
(67)(67)pti=zUCx,
(67)
(67)
Р\—NР\—N—zUCv—zUCv(68)(68)
Р\—N
Р\—N
—zUCv
—zUCv
(68)
(68)
где Ci =84,87’ и С2—84,87/й— постоянные для данных процессов величины. 1 •
На рис. 34,а и 35,а даны эти зависимости. На них имеется перегиб в точке фазового перехода.
Однако в рассмотренных примерах было принято, что случайные ошибки и помехи не оказывают влияния на наши измерения, т. е. равны нулю. В действительности, при экспериментальных исследованиях погрешности и помехи (будем называть их в даль- йейшем— шум прибора) могут значительно влиять на полученные зависимости и по величине сигнала быть даже выше выделенного нами сигнала (шум системы) о начале фазового перехода. Поэтому поиск фазового перехода заключается в одновременном проведении двух процессов: усиления сигнала самойсистемы о начале фазового перехода и гашении постороннего шума. Такое гашение шума основано на их разной природе (шума прибора и шума самой системы). Этот процесс называется фильтрацией шумов и достигается с помощью методов статистического дифференцирования [56].
Если считать, что функция р(й) или p(N) содержит две со: ставляющие: неслучайную функцию, описываемую полиномом я-й 80
Рис. 35. Зависимость начала дифференциальной конденсации смеси метан — н-пентан при содержании метана в исходной смеси 0,8972 мольных долей и /=37,8°С:
а—давления от числа отобранных молей газа (2) и от давления (2); б— 1—N
I др f
I -^|га от р
Рис. 36. Определение давления начала конденсации газоконденсатной смеси в объеме и пористой среде с помощью статического дифференцирования.
а — зависимость давления от количества отобранного газа; б — статистическое дифференцирование зависимости а по количеству отобранного газа; в — статистическое дифференцирование зависимости Р/(Сзап~^отб) от количества газа, оставшегося в бомбе, по этому количеству в объеме (/) и пористой среде (2)
степени, и случайную составляющую — помехи с дисперсией Gxx, то, воздействуя на р(й) некоторым оператором, можно отфильтровать данный процесс или найти производную неслучайной составляющей ^". В основе метода лежит гипотеза об аддитивности сигнала и шума. При решении практических задач ограничиваются построением оператора — весовой функции, которая выделяет сигнал и производит операцию дифференцирования. Для нахождения весовой функции сигнал представляется в виде полинома со случайными коэффициентами:
р(t2) =Co-f-CfQ-|-C2t22-|- _|-CnQn(69)
Тогда весовая функция будет:
^(^) —Po^Pi^H- ••• 4~Цпйп.(70)
Коэффициенты цо, ць ..., цп определяют из соответствующей системы уравнений.
Опишем весовую функцию полиномом I порядка:
К(П1)=цо+р1П1,(71)
^=2^= — qF.(72)
Тогда
в
^-= Jk^,)/?^ —QJdQ.(73)
о
На рис. 36,а и б показаны результаты, полученные для газоконденсатной системы с конденсатным фактором 286 см3/м3. Для этой системы были использованы экспериментальные данные, полученные как в объеме, так и в пористой средё. Давление начала конденсации в объеме было определено экспериментально и составило 275 кгс/см2.
Давление начала конденсации в объеме, определенное с помощью статистического дифференцирования по зависимости р от количества отобранного газа Q, получилось равным 280 кгс/см2. Более четкий перелом наблюдается при статистическом дифференцировании зависимости pj^Qaan—Оотб) ОТ Qsan—Оотб), построенной в соответствии с выражением (68) при давлении 275 кгс/см2 (рис. 36,в).
Следует отметить, что уменьшение длины участков при статистическом дифференцировании (т. е. увеличение числа экспериментальных точек) увеличивает точность определения фазового перехода до известного предела, поскольку уменьшение интервала увеличивает погрешность измерения (шум прибора). Поэтому желательно оценивать погрешность статистического дифференцирования.
Дисперсию ошибки производной определяют по формуле
Пгг = 2ТОхх-§-,(74)
где Gxx=ao2/2n (GXK— спектральная плотность «белого» шума, а2 — дисперсия ошибки измерений переменной, для которой находится производная, а — коэффициент, размерность которого совпадает с размерностью интервала.
Таким образом, рассматриваемый метод обработки экспериментальных данных дает возможность с достаточной точностью определять давления точек росы пластовых смесей как в объемной фазе, так и в пористой среде. Это особенно важно для случаев, когда другие методы определения начала фазовых переходов (визуальный, ультразвуковой и другие) не могут быть применены.
Обычно при промысловой разведке начальные запасы газовой и газоконденсатной залежи, а также ее пористый объем оценивают методом материального баланса при падении пластового давления [90].
Если считать, что движения газоводяного и газонефтяного контактов не происходит, то подсчет запасов газа газовых месторождений может быть определен по типу задачи о закрытом сосуде. В этом случае можно записать два уравнения состояния газа, характерные для двух периодов разработки при пластовых давлениях Pi и р2 [24]:
PtV^ZiG^RT, (75)
p2V=z2G2RT, (76)
где V— поровый объем пласта; zi, z— коэффициенты сжимаемости соответственно при давлениях pi и р2; Gb G2 — весовое количество газа, находящегося в пласте при давлений— пластовая температура.
За время падения пластового давления от pv до р2 было извлечено Уо м3 газа, что соответствует разности
G,-G2 =G,-G2 =VRTVRTPi ZlPi ZlРА z2 )РА z2 )У7>У7>
G,-G2 =
G,-G2 =
V
RT
V
RT
Pi Zl
Pi Zl
РА z2 )
РА z2 )
У7>
У7>
Выразив разность весов объемом добытого газа в нормальных условиях через Уо, имеем
PS)
Тогда получим:
И.=
УТ« (Р1__рА
P«T\zx z2 у-
Отсюда поровый объем пласта
У»Р»Т
(79)
(80).
где Го=273 К; ро=1,О2 кгс/см2 или при р2=1 кгс/см2
V=-— (81)
г- (^-1)
Для выявления влияния сорбционных процессов на суммарные запасы газа проводились эксперименты с пористой средой и без нее при прочих равных условиях. Полученную разницу в запасах газа можно отнести за счет влияния пористой среды.
Рис. 37. Схема экспериментальной установки
Экспериментальная установка состояла из следующих основных узлов: бомбы PVT, термостатируемой колонны и грузопоршневого манометра (рис. 37). Исследуемый газ из баллона.// через манифольд 2 с помощью насоса / сжимался в устройстве 3 до соответствующего давления, После чего подавался в колонку с пористой средой, помещенную в термостатируемую рубашку 10. Заданная температура поддерживалась термостатом 4.
Текущее давление в системе замерялось образцовыми манометрами 6 и 9, установленными через ртутные разделители на входе и выходе колонки. На точность расчета в основном влияла точность замера начального давления рь поэтому оно замерялось грузопоршневым манометром 5 типа МП-600 класса 0,05.
газа в газометр или черезгаза в газометр или черезРис. 38. Зависимость отношения ДУ к объему пор (/) и к расчетному количеству газа (2) от давленияРис. 38. Зависимость отношения ДУ к объему пор (/) и к расчетному количеству газа (2) от давления
газа в газометр или через
газа в газометр или через
Рис. 38. Зависимость отношения ДУ к объему пор (/) и к расчетному количеству газа (2) от давления
Рис. 38. Зависимость отношения ДУ к объему пор (/) и к расчетному количеству газа (2) от давления
Вначале определяли объем пор. Для этого колонка заполнялась неадсорбирующимся при исследуемых температурах газом — гелием, термостатировалась, после чего газ выпускался в газометр медленным снижением давления до атмосферного.
Перед подачей исследуемого газа в колонку ее вакуумировали при температуре Т=353 К. Затем система охлаждалась до за
данной температуры, заполнялась газом и выдерживалась при заданном давлении в течение 20—24 ч. После этого давление в ко
лонке снижалось медленным выпуском газовые часы 8. Скорость снижения давления не превышала 0,5 кгс/см2 в минуту.
Начальные предполагаемые запасы газа в колонке с пористой средой и в бомбе PVT определяли методом материального баланса по уравнению (81) при снижении давления от pi до Рг—1 кгс/см2. Тогда уравнение (81) принимает вид:
(82)
Предварительно проведенная серия работ с гелием, азотом, пропиленом и природным газом по сравнению объе-
мов газа, полученных эксперименталь-
но из.-бомбы .равно.вес№..(РУТТбез-в»рист^-средыл^^ га
за, полученных при тех же условиях расчетом по методу материального баланса, показала следующее.
Объемы газов, выпущенных из бомбы PVT, совпадают с запасами газов, подсчитанными по уравнению (82). Поэтому в дальнейшем влияние пористой среды на данный процесс рассматривалось сравнением количества газа, получаемого из колонки с пористой средой, с запасами газа, рассчитанными по уравнению (82).
Для гелия и азота, которые практически не адсорбируются при указанных условиях, расчетные объемы совпадают с объемами, полученными из бомбы и из колонки.
При описанной методике были проведены эксперименты по выявлению влияния начального давления на десорбцию природного
газа.
. Эксперименты проводились с природным газом следующего состава (в %): С1=94,89; С2=3,30; С3=1,05; С4=0,53; Cs+^0,23.
Давление изменялось в пределах от рх=27,8 кгс/см2 до р^= —336 кгс/см2. Температура поддерживалась постоянной Т=303 К.
Пористая среда состояла из 50% кварцевого песка и 50% монтмориллонитовой глины. Объем пор V=216,5 см3. Результаты экспериментов приведены в' табл. 10 и на рис. 38 (кривые 1,2).
Как можно видеть из табл. 10, разница AV между рассчитанным объемом и объемом, полученным экспериментально (т. е. объ-
емом газа, извлекаемым из пористой среды за счет сорбционных процессов), возрастает с увеличением начального давления. При этом ДУ изменяется от 0,72 л при Pi=27,8 кгс/см2 до 2,1 л при Pi=336 кгс/см2. В расчете на 1 м3 порового объема эти величины соответственно изменяются от 3,28 до 9,7 м3/м3 объема порового.
Таблица 10
Рн, кгс/см1
(Р/г)н
%асч’ л
^эксп* л
ДР, л
ДР, м8/м®
ДР \
-у100% расч
27,8
29,50
5,28
6,00
0,72
3,28
13,45
51,0
56,79
10,36
11,20
0,80
3,70
7,69
77,4
90,90
16,70
17,50
0,80
3,70
4,79
78,7
92,70
17,04
17,90
0,86
3,97
5,04
107,0
133,00
24,40
25,30
0,90
4,16
3,69
154,0
198,80
36,75
37,80
1,05
4,85
2,86
184,0
236,60
43,50
44,60
1,10
5,08
2,53
255,0
304,66
56,40
58,00
1,60
7,39
2,83
296,0
332,58
61,60
63,40
1,80
8,31
2,90
336,0
335,93
65,90
68,00
2,10
9,70
3,20
Кривая 1 характеризует зависимость изменения объема газа, дополнительно извлеченного из колонки за счет десорбции (в пересчете на 1 м3 порового объема), от начального давления рь т. е. ЛУ=/(Р1). В принципе эта кривая — изотерма десорбции. Как видно, с повышением давления pi изотерма десорбции резко возрастает, затем при pi=60—120 кгс/см2 идет довольно полого, после чего вновь при повышении начального давления происходит увеличение десорбированного газа.
Кривая 2 рис. 38 характеризует зависимость объема газа, дополнительно извлеченного за счет десорбции и отнесенного к расчетному запасу газа, от начального давления, т. е.
ДУУрасчДУУрасчe/o=f(A).e/o=f(A).(83)(83)
ДУ
Урасч
ДУ
Урасч
e/o=f(A).
e/o=f(A).
(83)
(83)
С увеличением рх отношение гД— % снижается, несмотря на Р расч
возрастание абсолютной величины ДУ. Если при давлении
27,8 кгс/см2 ^ составляет 13,45%, то при давлении 336 кгс/см2 ’'расч
всего 3,2%. Однако при значительных залежах газа даже 3% дополнительно извлеченного газа равносильно открытию нового месторождения средней величины.
-ДУ
Повышение температуры ведет к уменьшению величины у ^ , т. е. уменьшается сорбционная способность породы.
С целью выявления влияния изменяющегося в процессе десорбции состава природного газа на расчет суммарного объема V» 86
Рис. 39. Состав газа, выходящего из установкиРис. 39. Состав газа, выходящего из установки
Рис. 39. Состав газа, выходящего из установки
Рис. 39. Состав газа, выходящего из установки
были проведены эксперименты по определению составов десорби
руемых газов. '
Газы отбирались для анализа через каждые 10 кгс/см2. На рис. 39 приведены составы газов, выходящих из колонки по мере ■снижения давления. Пунктирной линией характеризуется содержа
ние компонента в исходном газе..
Как можно видеть, десорбция каждого компонента начинается при разных давлениях. Более тяжелые компоненты десорбируются при более низких давлениях.
На основании полученных составов рассчитаны коэффициенты
сжимаемости 2, молекулярные массы газов р, и газовые постоянные R.
Расчеты, проведенные с учетом изменяющихся составов, показали, что объем газа при пористом объеме 1000 см3, составляет 97,83 л, а объем газа, рассчитанный без учета изменяющихся составов, Уо= =98,25 л, т. е. отличается на 0,4%, что находится в пределах погрешности эксперимента.
Таким образом, можно сделать вывод, что уточнение коэффициентов сжимаемости не будет особенно влиять на расчеты извлекаемого объема газа и в дальнейшем можно пользоваться значениями - коэффициентов сжимаемости, принятыми для исходного газа.
Для выявления характера измерения изотерм десорбции отдельных компонентов Э. Э. Рамазановой и М. С. Разамат были проведе
ны эксперименты по описанной методике с чистыми углеводородами бинарной (метанД-пентан) и трех-
компонентной (метанД-бутанД-пентан) систем.
Состав газа, выходящего из пористой среды, определялся на хроматографе ХЛ-4. Для этого колонка подсоединялась с помощью переводника непосредственно к испарителю хроматографа. Резуль
таты анализов газа показали изменение содержания каждого компонента в системе при снижении давления (рис. 40). Следует обратить внимание на то, что участки кривых можно разделить на три. '
Вначале, с понижением давления составы газов практически не изменяются (до р^80 кгс/см2 для бинарной и р=ТО кгс/см2 для трехкомпонентной системы). Затем содержание метана в выходящем газе возрастает (от 93,0% до 97,8% для бинарной и от 95,5% до 97,2% для тройной системы). При низких давлениях (р=12—
15 кгс/см2) наблюдается резкое уменьшение содержания метана в связи с интенсивной десорбцией тяжелых компонентов.
Как видно, по этим результатам можно в общем ставить задачу об ■ оценке момента относительно интенсивной десорбции каждого компонента.
с5,% с„%
Рис. 40. Изменение состава газа, выходящего из пористой среды в процессе снижения давления, для смесей метан — н-пентан (а) и метан — н-бутан — н-пен- тан (6) ' ,
Поскольку анализ выходящих газов в процессе снижения давления— достаточно трудоемкая операция, М. С. Разамат была сделана попытка оценить изменение процесса десорбции по зависимости
Pl=Pl№ и f-=-§-W'
где SVj — накопленный объем выпускаемого газа в нормальных условиях.
88•
Однако эти зависимости не позволяют визуально оценить момент активной десорбции того или иного компонента. Можно предположить, что искомый момент будет выявлен, если для исследования привлечь более чувствительную функцию, например, производную первого или более высокого порядка. В связи с этим полученные экспериментальные данные были математически обработаны методом статистического дифференцирования.
^в11^10г
$111111111111—11ILI1
. ,20 30М 5060708080100 НО120130№0 150 160 У,см’
(dp(dv)io*z
18
Рис. 41. Кривые обработки при статистическом дифференцировании зависимости Р=Р^
На рис. 41 приведены результаты обработки зависимости р<= =Pi^Vt^ методом статистического дифференцирования для смеси метан — пентан: показаны первая производная полинома I степени и первая производная полинома II степени.
Здесь при примерно тех же давлениях (см. § 1 данной главы) наблюдается изменение хода производной, что показывает изменение характера исследуемого процесса, например, для точки 82 (р= =49,5 кгс/см2) и точки 156 (р = 12,5 кгс/см2).
Для проверки предлагаемой методики аналогичный эксперимент был проведен с азотом. Результату обработки методом статистического дифференцирования не показали изменения характера производных.
По данной методике были проведены эксперименты на той же пористой среде с природным газом следующего состава (в %): €1=94,89; С2=3,30; С3=1,05; С4=0,53; С=0,23 в пределах давлений от 28 кгс/см2 до 336 кгс/см2 при температуре 308 К. Полученные экспериментальные данные обрабатывались методом статистического дифференцирования.
Приведем давления рч, при которых первая и вторая производные полиномов II степени показали уменьшение концентрации тяжелых компонентов в газе.
Pi, кгс/см2 27,851,0 78,7 107,0 134,0 255,0 336,0
При низких давлениях (до pi^50 кгс/см2) уменьшение концентрации тяжелых компонентов происходит, начиная с исходного давления, т. е. при рч=Р\. При более высоких давлениях (pi=70— 180 кгс/см2) давление рч возрастет с увеличением р\. Затем, с дальнейшим увеличением рь видимого изменения для р2 не происходит.Аналогичные опыты по определению количества сорбирующегося вещества были проведены с газоконденсатной смесью. ЭтиПри низких давлениях (до pi^50 кгс/см2) уменьшение концентрации тяжелых компонентов происходит, начиная с исходного давления, т. е. при рч=Р\. При более высоких давлениях (pi=70— 180 кгс/см2) давление рч возрастет с увеличением р\. Затем, с дальнейшим увеличением рь видимого изменения для р2 не происходит.Аналогичные опыты по определению количества сорбирующегося вещества были проведены с газоконденсатной смесью. Этирг, кгс/см2.. 27,8 51,0 59,075,595,081,488,5-
При низких давлениях (до pi^50 кгс/см2) уменьшение концентрации тяжелых компонентов происходит, начиная с исходного давления, т. е. при рч=Р\. При более высоких давлениях (pi=70— 180 кгс/см2) давление рч возрастет с увеличением р\. Затем, с дальнейшим увеличением рь видимого изменения для р2 не происходит.
Аналогичные опыты по определению количества сорбирующегося вещества были проведены с газоконденсатной смесью. Эти
При низких давлениях (до pi^50 кгс/см2) уменьшение концентрации тяжелых компонентов происходит, начиная с исходного давления, т. е. при рч=Р\. При более высоких давлениях (pi=70— 180 кгс/см2) давление рч возрастет с увеличением р\. Затем, с дальнейшим увеличением рь видимого изменения для р2 не происходит.
Аналогичные опыты по определению количества сорбирующегося вещества были проведены с газоконденсатной смесью. Эти
Таблица 11
нии выше начала конденсации количество сорбируемого газа будет больше для газоконденсатной системы по сравнению с природ-
В, %
WfV, %
v;v = tw
1
2
3
ным газом, а при давлении ниже
0
5
10
15
20
2,24 1,76 1,60 1,61 1,70
2,24 1,71 1,52 1,49 1,44
начала конденсации меньше, чем для природного газа. Возможно, что выпавший конденсат закупоривает микропоры и не дает возможности выхода газа из них
опыты показали, что при давле-
в макропоры.
Количество остаточной воды в газовых коллекторах, как один из основных параметров, характеризует газонасыщенность и газо- отдачу пласта.
В связи с этим в работе [75] исследовалось влияние остаточной водонасыщенности на процессе десорбции газа при снижении давления в системе от 200 до 1 кгс/см2, а также выявлялось влияние остаточной водонасыщенности на величину ДУ/Ур (здесь АУ— объем газа, извлеченного за счет десорбции дополнительно к первоначально подсчитанному запасу; Ур— запас газа, рассчитанный без учета сорбционных процессов).
Эксперимент проводился на установке, состоящей из бомбы PVT, термостатируемой колонки с пористой средой и грузопоршневого манометра.
Методика исследований приведена выше.
Пористая среда представляла собой смесь 90%-ного кварцевого песка и 10%-ной бентонитовой глины. Температура эксперимента Т=303 К. Давление для всех опытов было одинаковым: р= =200 кгс/см2.
Процент остаточной водонасыщенности В менялся в пределах от 0 до 20 (табл. 11). Исследования проводились с природным газом (месторождения Зыря) следующего состава, %: метан — 98,83, этан — 3,41, пропан — 0,83, пропилен—1,39; бутан—0,12; н-бутан— 0,19; пентан — 0,08; н-пентан — 0,07; гексан — 0,05; гептан — 0,03.
Значения величин АУ/V, полученных на основании экспериментальных исследований, даны в графе 2 табл. 11. Анализ полученных данных показывает, что сорбционная способность пород с увеличением водонасыщенности уменьшается др определенного значения В (для исследованных условий до В—10%), после чего с возрастанием водонасыщенности повышается.
Учитывая растворимость газа в воде, к экспериментально полученным данным АУ/У была введена поправка на этот фактор. Значения зависимости АУ/У100=/(В) с поправкой на растворимость газа в воде приведены в графе 3 табл. 11.
Как видно, с увеличением содержания влаги способность пород- коллекторов десорбировать газ резко снижается до определенной величины В (в исследуемых условиях до 5=10%), после чего увеличение В на процесс десорбции влияет незначительно.
Из полученных результатов следует, что учет сорбционных эффектов в начальной стадии определения запасов пока не представляется возможным.
Следует также отметить, что сорбционные эффекты могут оказывать значительное влияние при определении проницаемости кернов. Здесь нужно учитывать, что характерное время сорбционных процессов значительно больше характерного релаксационного времени с точки зрения установления стационарного гидродинамического режима. Недостаточное время с точки зрения установления сорбционного равновесия может привести к получению самых разнообразных индикаторных диаграмм, а, в частности, к изменению их характера во.времени. ....
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
По фазовому состоянию газоконденсатные месторождения разделяются на. месторождения без нефтяной и с нефтяной оторочками. Так как формирование таких залежей происходило по-разному, это должно было обусловить наличие критериальных различий в составе пластовых смесей, по которым можно установить тип залежи.
Так, например, газоконденсатные месторождения, которые формировались в контакте с нефтью, как правило, содержат повышенное содержание конденсата. В работе А. С. Беликовского и др. [84] на основе анализа пластовых газов был предложен критерий Ф различия газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой и без нее по содержанию Cs+ в пластовом газе. Пороговое значение этого критерия—1,75 мольных процента. При значении С5+ менее 1,75 считалось, что месторождение не имеет нефтяной оторочки. В табл. 12 и (3 приведены данные для 100 газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. По содержанию Cs+ в пластовом газе из 100 месторождений этому критерию не соответствовали только 14 месторождений.
Характеристик^ газоконденсатных месторождений без нефтяной оторочки
Номер п.п.
Месторождение
л+
Ci/Cs +
С, -4“ Cg + с3 + Cj ( Сд
Ф
С5+Сз
1
Некрасовское
0,87
98,4
125,162
5
2
Наипское (юра)
0,81
113,9
125,162
5
3
Соленинское
0,77
123,77
134,436
6
4
5
Рудковское (Верхне-Юрский)
0,5
188,2
195,782 .
7
6
Джаркакское (Нижне- Меловой)
0,6
153,33
164,562
5
7
Пунгинское (юра) Ефремовское
0,5
0,6
188,8
154
199
167,8
4
3
8
Газлинское XII
0,5
188,4
200,334
4
9
Глинско- Розбышевское
0,4
205,75
242,12
5
10
Шебелинское
0,4
234
253,916
0
11
Челбасское
1,1
77,54
87,117
8
12
Ленинградское
1,0
85
98,386
5
13
Глебовское
1,1
78,36
89,733
6
14
Сердюковское
1,1
77,91
88,637
7
15
Крыловское
1,0
97,2
97,457
7
16
Бабче
1,1
83,82
92,984
7
17
Березанекое
1,0
87,7
97,979
8
18
Ачи-су
1,0
90,6
96,5
9
19
Уч-Кыр, IV
0,98
96,63
104,966
7
20
Рыбальское
0,9
96,44
108,656
6
21
Кущевское
0,9
96,56
109,026
6
22
Марненское, IV
1,43
55,06
69,844
6
23
Култак
0,62
145,32
157,868
3
24
Усть- Вилюйское
0,4
231,25
247,556
5
25
Мастаховское
1,48
61,08
68,757
10
26
27
Кирпичлинское(восточная Туркмения)
Равнинское
1,27
0,33
71,08
247,58
80,23
292,952
9
0
28
Кульбешках
0,68
135,54
144,585-
3
29
Да рва за
0,3
301,33
326,496
3
30
Такыр
0,55
163,27
176,711
3
31
Шехитли
0,5
186,34
199,15-
4
32
Шахпаты
0,69
26,8
137,662
4
33
Расшеватское
2,62
28,23
38,65
11
34
Степное1
1,57
50,62
63,364
8
35
Нарын -Худукское
2,48
30,99
39,23
13
36
Черноземе'льное
1,73
43,98
56,468
8
37
Мирнеиское, II
0,79
102,72
122,716
4
38
Мирненское, IV
1,58
50,06
62,324
8
39
Соленинское
0,73
1-03,4
137,6
4
40
Шур-Тепе
1,26
69,4
79,605
13
^1
Гугуртли
0,5
188
202,3
2
42
Ачак
0,54
171
181,805
4
43
Кандым
0,55
163
175,135
3
44
Майское
2,8
24,71
33,329
13
45
Староминское
2,5
33,08
40,29
13
46
Число неправильно опознанных месторождений
Число месторождений, тип которых не удалось установить
4
7
5
5
5
1
Характеристика газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой . или газоконденсатных шапок нефтяных залежей
Номер п.и.
Месторождение
С5+
с1/с»+
Ci + С, 4- Сз -{- С4 са
Сб + С-
Ф
1
Елшанское
0,87
108,61
115,762
8
2
Лян-Торское, А1,
2.Q9
44,64
47,031
15
3
Варь-Еганское, Ю-1
11,74
5,93
8,335
20
4
Лян-Торское, А116.
3,397
26,03
■ 28,78
16
5
Федоровское, At_,
0,98
98,62
■100,97
12
6
Варь-Еганское, 10,
10,46
6,66
9,299
20
7
Варь-Еганское, БВ4 -
3,08
28,6
32,258
15
8
Самотлорское, АВ-1
3,24
27,65
29,75
16
9
Заполярное
4,56
17,68
23,17
17
10
Уренгойское, БУ-8
4,2
20,52
25,17
16
11
Уренгойское, БУ-9
2,96
29,62
35,132
14
12
Уренгойское, БУ-10
3,36
26,09
30,75
15
13
Уренгойское, БУ-12
2,42
37,21
43,354
13
14
Уренгойское, БУ-13
6,69
12,16
16,09
15
15
Уренгойское, БУ-14
5,39
15,32
19,332
19
16
Степновское
2,0
46,95
51,936
13
17
Ходжиабатское
1,9
44,63
52,357
11
18
Кызыл-Кумское
1,9
48,53
53,069
14
19
Канчуринское
1,8
47 1
55,075
12
20
Битковское
1,5
60,66
66,54
12
21
Кызыл-Кумское
1,5
62,93
68,521
11
22
Каневское
1,3
68,08
75,852:
И
23
Зыря
4,5
20,53
22,458
19
24
ВОСТочно-КаМышанСкое
3,76
17,61
26ЛОТ
- 14
25
Лугенецкое
3,69
22,24
27,288
17
26
Качановское
3,3
22,82
28,89
16
27
Коробковское
3,4
26,12
29,814
16
28
Котур-Тепе(западная
часть)
3,5
25,54
29,806
16
29
Барса-Гельмес
3,45
26,56
30,556
14
30
Адамдаш
2,96
25,18
33,816
12
31
Котур-Тепе (восточная
часть)
2,4
38,62
42,453.
14
32
Оренбургское
1,8
46,78
53,898
11
33
Ермолинекое
5,8
12,91
19,25
17
34
Совхозное
4,8
16,48
20,8
18
35
Карадагское
4,7
18,85
21,848
19
36
Краснокамышанское
2,51
30,74
38,686
13
37
Жетыбайское
1,89
36,10
48,647
10
38
Мальдижинское
1,59
56,07
61,81
12
39
Тазовское
2,22
38,82
44,97*6
13
40
Урицкое
2,02
42,31
48,204
13
41
Приволжское
1,98
45,23
49,438
14
42
Жирковское
1,8
48,77
52,794
14
43
Пелятииское
2,48
36,25
41,1
14
44
Русский Хутор (централь-
ная часть)
8,6
8,03
11,94
19
45-
Русский Хутор (северная
часть)
10,93
5,57
9,578
19
46
Улан-Хольское•
6,32
10,64
13,382
19
47
Солончаковское
2,22
34,5
44,192
10
Продолжение табл. 13
Номер
ОЛЬ
Месторождение
С5 +
с,/с.+
С, + С8 -{" С3 -}- С4 , с3
Cs++ Сз
Ф
48
Шур-Тепе, ХШ
1,75
49,2
56,12
13
49
Родионовское
0,94
95,08
101,042
13
50
Талалаевское
12,7
4,81
8,156
20
51
Казанское
10,37
7,04
9,397
20
52
Леваневское
6,66
9,64
15,076
18
53
Вуктыльское
6,4
11,69
16,171
18
54
. Майкопское
1,2
73,83
83,4
8
55
Востокинское
0,92
97,3
102,3
13
56
Число неправильно опознанных месторождений
9
7
3
2
Число месторождений, тип которых не удалось определить
1
4
1
Позднее в работе Э. М. Рамазановой, был предложен другой критерий — отношение содержания метана к содержанию Cs+ в пластовом газе (С1/С5+). Пороговое значение его было принято равным 52. При меньшйх значениях этого отношения считалось, что месторождение имеет нефтяную оторочку. В табл. 12 и 13 показано, что из 100 месторождений 14 не соответствуют этому критерию.
Э. М. Рамазановой, М. С. Разамати др. [86, 87] был опубликован ряд работ, в которых предлагалось определять тип залежи на основе математических методов распознавания образов по относительно небольшому объему выборки.
Ю. П. Коротаевым, Г. С. Степановой, С. Л. Критской в работе [48] был предложен критерий, также полученный на основе статистических методов, который определялся по выражению
' Ф1 = С. + ^ + Сз + С. (84)
При значении этого критерия менее 60 месторождение имеет нефтяную оторочку, и при значении его более 80 ее не имеет. Область от 60 до 80 — переходная, в которую попадают как газоконденсатные месторождения, не 'имеющие оторочки, так и имеющие небольшую нефтяную оторочку. В табл. 12 и 13 показано, что из 100 8 месторождений этому критерию не соответствуют и для 9 месторождений ответ неопределенный.
Лучшие результаты получают при использовании для прогнозирования нефтяной оторочки метода ранговой классификации. Этот метод — один из наиболее простых и эффективных методов распознавания образов. Он заключается в следующем. Отбирают наиболее информативные признаки, характеризующие распределение объектов по классам. Весь диапазон изменения каждого признака разбивается на ряд интервалов, и каждому интервалу
присваивается определенное число рангов. Тогда всем значениям признаков, попавшим в данный интервал, присваивается число рангов, соответствующее этому интервалу.i
Функция классификации для данного объекта определяется суммированием рангов по всем признакам, характеризующим данный объект:
Ф = ^-"(85)
1
В качестве информативных признаков при решении задачи прогнозирования нефтяной оторочки использовались следующие признаки, характеризующие состав пластового газа:
с с • ^^ гЬ "Г С« С8
Разбивке значения признаков на интервалы и значения рангов приведены в табл. 14.
Таблица 14
Ранги
Признаки
5
*
3
2
1
0
Интервалы признаков
Ci/C6+
0—25
25—50
50—75
75—100
100—125
Более 125
0—2
2—4
4—6
6—8
8—10 '
Более 10
с,
Сз
1—2
2—3
3—4
4—5
5—6
Более 6
С5+
0,3—1,3
1,3—2,3
2,3—3,3
3,3—4,3
4,3—5,3
Более 5,3
Было взято по десять месторождений каждого типа, значения выбранных признаков для которых приведены в табл. 15. В табл. 16 приведены данные расчета функции классификации. Из этой таблицы следует, что при значении Ф^Н (верхний порог) месторождение имеет нефтяную оторочку, а при Ф^9 (нижний порог) — не имеет.
Из рассмотренных 100 залежей (см. табл. 12, 13) 8 были определены неверно, и для двух месторождений ответ был неопределенный, т. е. правильно опознанные залежи составили 91%.
Так как не во всех случаях описанные критерии дают возможность установить тип залежи, то интересно рассмотреть, чем могут быть обусловлены причины неудачного распознавания.
Действительно, благодаря тому, что формирование таких залежей происходило различными путями, составы пластовых смесей неодинаковы. Газоконденсатные залежи, формирующиеся в контакте с нефтью как шапки нефтяных залежей, в газе которых в процессе повышения давления и температуры растворялись легкие фракции нефти, должны характеризоваться повышенным
Номер п.п.
Месторождение
Состав пластового газа, % мольные
с, с5+
Cg -|- Cg -|— С4
С5+
С,
с,
с=+
С нефтяной оторочкой
1
Оренбургское
46,9
4,05
3,06
1,8
2
Майское
24,7
6,26
2,38
2,8
3
Уренгойское
26,9
3,14
2,42
3,18
4
Канчуринское
47,0
4,72
2,63
1,8
5
Коробковское
26,2
2,24
1,46
3,4
6
Вуктыльское
11,68
2,25
2,23
6,4
7
Русский Хутор (северная
часть)
9,6
3,12
1,58
6,74
8
Ново-Троицкое
9,3
1,88
1,98
7,84
9
Барса-Гельмес
26,7
1,16
2,74
3,45
10
У рожа йненское
9,85
2,43
3,15
6.83
Без нефтяной
оторочки
1
Челбасское
76
6,65
2,94
1,1
2
Сердюковское
77,8
7,7
3,0
1,1
3
Игримское
187
7,0
3,28
0,5
4
Рыбальское
96,5
9,1
3,11
0,9
5
Рудковское
188
6,4
1,18
0,5
6
Усть-Вилюйское
232
13,7
1,56
0,4
7
Кандымское
169
6,6
4,85
0,56
8
Шамхалбулакс кое
182
6,6
2,81
0,5
9
Ачи-Су
9016
2,5
3,4
1,0
10
Ефремовское
154
9,5
4,3
0,6
Т а б л и ц й, 16
Номер п.п.
Газоконденсатные месторождения
с нефтяной оторочкой
без нефтяной оторочки
ранги признаков
С5 +
сумма рангов Ф
ранги признаков
cs+
сумма рангов Ф
с /с
l/C‘+с,+
С, с,
с, + с, + с4
1/s+ А+
С,
С,
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
4
5
4
4
4
5
5
5
4
5
3
2
4
3
4
4
4
5
5
4
3 4
4
4
5
4
5
5
4
3
1
2
2
1
3
5
5
5
3
5
и
13
14
12
16
18
19
20
16
17
2 2 0
0
2 0
0 0
2 0
2 2
2 2
1 2 0 2 4
1
4
3
2
2
3
5
5
4
3
2
0 0
0
0 0
0 0
0 0 О'
8
7
4
4
6
7
5
6
9
3
содержанием высококипящих углеводородов или фракции Сэ+ в пластовом газе, так как в процессе формирования такой залежи газ контактировал с большим количеством нефти и растворял в себе, соответственно, большое количество ее легких фракций. В работах Т. П. Жузе с соавторами [40] было экспериментально показано, что чем больше нефти контактирует с газом, тем больше легких фракций переходит в газовое состояние.
Газоконденсатные залежи, которые формировались в результате миграции газа из мест его образования в коллекторы, в которых в растворенном состоянии находятся высококипящие углеводороды, должны, как правило, характеризоваться пониженным содержанием этих фракций в газе, так как часть высококипящих углеводородов вследствие адсорбирующего воздействия пород, а также их частичной конденсации в процессе снижения давления и температуры будет потеряна на путях миграции.
На дальнейшее формирование состава пластовой смеси существенно влияют фазовые превращения пластовой смеси в процессах изменения термобарических условий, вызванных погружением или поднятием залежей, диффузионные процессы, растворяющее и химическое воздействие пластовых вод, сорбционные и другие процессы. "
Известно, что сохранность залежи определяется качеством покрышек, изолирующих или экранирующих залежь [121]. Они могут быть частично или полностью диффузионно-проницаемыми для газа, и это обстоятельство существенным образом сказывается на
составе и качестве сформировавшейся .пластовой смеси.
’Так, "например, можно показать, что в результате процессов диффузионного рассеивания газовых углеводородов газоконденсат
ная система может перейти в жидкое состояние, т. е. в состояние легкой нефти, или газоконденсатная залежь, не имеющая нефтяной оторочки в начальной стадии образования может ее приобрести
в процессе погружения залежи, т. е. с повышением давления [Н2].
В § 1 этой главы было показано, что для тройных и многокомпонентных смесей в критической области наблюдается явление ретроградной конденсации и испарения в изобароизотермических условиях при изменении концентрации в смеси летучих компонентов. На рис. 42 отражено типичное фазбвое превращение смеси природный газ — конденсат или природный газ — легкая нефть при изменении газового фактора. Рассмотрим процесс изменения фазовых соотношений на участке АВ, т. е. при изобаро-изотермических условиях. На участке АС наблюдается ретроградная конденсация, а на участке ВС ретроградное испарение при увеличении газового фактора. Процесс диффузионного рассеивания в залежи сопровождается уменьшением отношения суммы газовых углеводородов к сумме жидких углеводородов в залежи, т. е. уменьшением газового фактора. Для газоконденсатных смесей, характеризующихся высоким содержанием конденсата в газе, при таком процессе уменьшается давление начала конденсации. Если процесс
в залежи, но р.кгфм1Бв залежи, но р.кгфм1Би в процессахи в процессахРис. 42. Диаграмма давление р — газовый фактор Г» для смеси природный газ — конденсат (при постоянной температуре):/ — кривая точек кипения; 2 — кривая точек росы; 3 — критическая точкаРис. 42. Диаграмма давление р — газовый фактор Г» для смеси природный газ — конденсат (при постоянной температуре):/ — кривая точек кипения; 2 — кривая точек росы; 3 — критическая точка
в залежи, но р.кгфм1
Б
в залежи, но р.кгфм1
Б
и в процессах
и в процессах
Рис. 42. Диаграмма давление р — газовый фактор Г» для смеси природный газ — конденсат (при постоянной температуре):
/ — кривая точек кипения; 2 — кривая точек росы; 3 — критическая точка
Рис. 42. Диаграмма давление р — газовый фактор Г» для смеси природный газ — конденсат (при постоянной температуре):
/ — кривая точек кипения; 2 — кривая точек росы; 3 — критическая точка
погружения залежи. сопровождается интенсивным диффузионным процессом рассеивания газа через полупокрышку, то это приведет к переходу газоконденсатной смеси из газового в жидкое состояние без образования поверхностей раздела и конденсации части смеси (путь ED).
Из этой же диаграммы (см. рис. 42) следует, что образование нефтяной оторочки в газоконденсатных залежах в процессе их фор
мирования возможно не только в результате снижения давления его повышения (участок MN), если
процесс погружения сопровождается интенсивным диффузионным рассеиванием газовых углеводородов. Интересно также отметить, что с по, мощью диаграммы (давление — газовый фактор) можно объяснить такое условие, как равенство дав- М ления начала конденсации пластовому давлению для подавляющего большинства газоконденсатных залежей, не имеющих нефтяной ото- 1 рочки.
. Такие залежи обычно характери- :. зуются низкими конденсатогазовыми факторами (от 80 г/м3 и ниже) • и, соответственно, высокими значениями газового фактора (12500 м3/т и более). Казалось, что адсорбционно-хроматографические процессы на путях миграции газоконденсатной смеси и в самой залежки, а также погружение залежи должны приводить к недонасыщенности этой
смеси конденсатом, (Под недонасыщенностью понимается превышение пластового давления над давлением начала конденсации.) Однако, как следует из рис. 42, диффузионные процессы приводят к росту давления начала конденсации. В зависимости от темпа погружения, степени насыщенности газа конденсатом и интенсивности диффузионного процесса углеводородов из залежи через полупокрышку газ в залежи может быть в насыщенном или недонасыщенном состоянии. В газоконденсатных залежах, не имеющих нефтяной оторочки, может содержаться рассеянный по пласту конденсат, выпавший из газа до начала вскрытия залежи.
Это может быть обусловлено как диффузионным рассеиванием газа в процессе погружения залежи (участок MF), так и снижением давления в процессе поднятия залежи (участок MG).
Приведенные рассуждения подтверждены данными расчета диффузии газовых компонентов для гипотетической газоконденсатнонефтяной залежи. В расчете было принято следующее допущение: .
нефтяная оторочка незначительна и не оказывает существенного влияния на фазовые превращения пластового газа;
в момент начала расчета установился стационарный диффузионный поток газа через покрышку.
Концентрация газовых компонентов на внутренней стороне экранирующей покрышки определялась из расчета растворимости этих компонентов в воде с учетом их концентрации в газовой шапке. Коэффициенты диффузии взяты из работы Антонова [8], среднепластовое давление в залежи приняли равным 400 кгс/см2 при пластовой температуре 88°С. Данные расчетов диффузионного рассеивания газа сочетались с данными фазовых превращений по методике, изложенной в работе [108]. Исходный состав газоконденсатной смеси и ее текущие составы во времени приведены в табл. 17. По этим составам рассчитывалось давление начала конденсации или начала выделения газа из жидкой фазы.
Таблица 17
Составы пластовых смесей глубокозалегающего месторождения диффузионного рассеивания
Компонент
Исходный состав
Составы через, млн. лет
6
8
10
18
26
32
£
0,700
0,090
0,050
0,030
■ 0,Г30~
0,6622
0,0969 0,0565 0,0346
О.Н98
0,6476
0,0994
0,0589
0,0363
~От15ТТ-
0,6320
0,1020
0,0616
0,0383
-o^toet
0,5559
0,1133
0,0745
0,0480
■■072083“
0,4536
0,1249
0,0916
0,0617
-072682“
0,3595 0,1315
0,1069 .0,1069 "0,2751
Давление начала конденсации
370
365
360*
Давление насыщения
360*
350
321
281
223
♦ Критическое давление.
На рис. 43 показано изменение давления начала фазового перехода в зависимости от времени. Точка К отвечает критическому давлению смеси.
Если давление в залежи в течение рассматриваемого периода поддерживается постоянным или возрастает (погружение залежи), то переход системы из газового состояния в жидкое будет происходить в гомогенной области, т. е. без образования поверхностей раздела и конденсации части смеси. Жидкая фаза будет постепенно смешиваться с фазой оторочки. Однако благодаря гравитационному разделению оторочка будет характеризоваться более тяжелым фракционным составом. В верхней части, залежи фракционный состав гептанов и вышекипящих в процессе формирования залежи 7* 99
Рис. 43. Изменение фазовой границы пластовой смеси в процессе формирования залежей нефтегазоконден- сатяой и легкой нефти:АК — кривая точек ретроградной росы; КВ — кривая точек кипения; К — критическая точкаРис. 43. Изменение фазовой границы пластовой смеси в процессе формирования залежей нефтегазоконден- сатяой и легкой нефти:АК — кривая точек ретроградной росы; КВ — кривая точек кипения; К — критическая точка
Рис. 43. Изменение фазовой границы пластовой смеси в процессе формирования залежей нефтегазоконден- сатяой и легкой нефти:
АК — кривая точек ретроградной росы; КВ — кривая точек кипения; К — критическая точка
Рис. 43. Изменение фазовой границы пластовой смеси в процессе формирования залежей нефтегазоконден- сатяой и легкой нефти:
АК — кривая точек ретроградной росы; КВ — кривая точек кипения; К — критическая точка
до вскрытия практически сохраняется постоянным, т. е. по своему характеру близок к исходному конденсату. Если наряду с газовыми углеводородами будут подвержены диффузии и легкие фракции (пентаны, гексаны и частично гептаны), то фракционный состав легкой нефти будет отличаться от фракционного состава конденсата.
Следует отметить, что в процессе диффузионного рарСеивания таких залежей давление начала конденсации становится ниже пла
стового давления, т. е. газоконденсатная система при незначитель-
ной нефтяной оторочке и плохом контакте с ней будет находиться в недонасыщенном состоянии. Действительно, это наблюдалось на Талалаевском (горизонт В4) и на Вуктыльском месторождениях. (Последнее месторождение имеет незначительную нефтяную оторочку, плохо контактирующую с пластовым газом. Следовательно, не- донасыщенность пластового газа, содержащего большое количество конденсата, свидетельствует о незначительных размерах нефтяной оторочки.)
Из приведенного следует, что на формирование состава и типа залежи существенное влияние оказывают диффузионные процессы. Аналогичное влияние оказывает также растворяющее воздействие пластовых вод. Из
табл. 17 следует, что в процессе диффузионного рассеивания, благодаря различию в коэффициентах диффузии этана и пропана и их различной растворимости в воде, отношение этана к пропану уменьшается. Это отношение можно рассматривать как меру диффузионного рассеивания смеси. Дей
ствительно, если рассматривать группу газоконденсатных месторождений, генетически связанных друг с другом, газ в которые в процессе образования поступал из одного источника или одной области образования, то при заполнении таких ловушек отношение это будет пониженным в тех залежах, которые характеризуются наибольшими диффузионными процессами.
В таких залежах возможно наличие рассеянного по пласту выпавшего конденсата или небольших оторочек.
Если рассмотреть с этой точки зрения Ейско-Березанский район, как показано в работах В. П. Савченко, А. С. Беликовского и других, месторождения были генетически связаны и путь миграции газоконденсатной смеси происходил в направлении от Майкопского к Березанскому и Ленинградскому месторождениям, то часть из этих залежей характеризуется пониженным отношением С2/С3, и именно в этих залежах с большими мощностями полупокрышек прогноз добычи конденсата оказался значительно заниженным по
сравнению с его фактической добычей (БерезаНское, Каневское и Кущевское месторождения). Каневское месторождение, которое характеризуется самым низким значением этого отношения и максимальной мощностью полупокрышки, имеет небольшую нефтяную оторочку. Все эти месторождения характеризовались упруго- водонапорным режимом, при движении воды часть конденсата, как выпавшая из газа в результате снижения давления, так и рассеянного до начала разработки, выносилась из пласта (см. главу VI).
Исходя из изложенного, можно сделать вывод, что. использование только состава добываемой продукции для классификации залежей может быть не всегда удачным.
Для решения этого вопроса необходимо также располагать сведениями, касающимися характеристики нефтегазоносного района, предысторией его формирования.
Если полученное на основе различных методов классификации решение о наличии или отсутствии в газоконденсатном пласте нефтяной оторочки согласуется с геолого-физической характеристикой района, то, исходя из этого решения, можно составить план последующей доразведки залежи при наименьшем числе разведочных скважин.
Следует отметить, что и в тех случаях, когда геолого-физическая характеристика района не ясна, применение методов классификации дает возможность составить план дальнейшей разведки залежи в условиях неопределенности.
Естественно, могут быть единичные случаи неправильной оценки, что при значительных запасах нефти или газа может привести к большому ущербу.
ГЛАВА Ш
ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕДЛЯ ОПИСАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
Процесс разработки газоконденсатной залежи с отбором газовой фазы приближается к процессу дифференциальной конденсации. В призабойной зоне после того, как насыщение ее выпавшим из газовой фазы конденсатом достигнет равновесного значения, наблюдается двухфазное течение. В этой зоне процесс снижения давления близок к процессу контактной конденсации, при котором состав исходной системы сохраняется постоянным. Из экспериментальных и расчетных данных следует, что при контактной и дифференциальной конденсации составы фаз практически одинаковы, хотя в одном случае состав системы постоянен, а в другом непрерывно изменяется. Исходя из этого было предложено использовать бинарную систему при расчете процессов фильтрации в качестве модели газоконденсатной смеси [72, 90]. Рассмотрим условия, при которых такое предложение приемлемо.
Процесс дифференциальной конденсации можно приближенно представить ступенчатым, принимая, что на каждой ступени осуществляется контактная конденсация. В этом случае отвод газовой фазы происходит при постоянном давлении, т. е. при изменении объема системы, после чего систему приводят к первоначальному объему. Увеличивая число ступеней и уменьшая тем самым перепады давления на каждой ступени, можно процесс ступенчатого снижения давления приблизить к процессу дифференциальной конденсации.
В качестве примера рассмотрим тройную систему, состоящую из летучего компонента 1, компонента со средней летучестью 2 и менее летучего компонента 3 (рис. 44). Точка N соответствует составу исходной смеси в однофазном газовом состоянии при давлении Ро. Составы фаз со снижением давления без отвода газовой фазы при давлении pv соответствуют точкам С и D (контактная конденсация). Если газовая фаза отводится при давлении р0, после чего система приводится к первоначальному объему и при этом устанавливается давление Pi, то составы фаз по-прежнему отвечают точкам С и D. При вторичном отводе газовой фазы при давлении pi и установлении давления ра после приведения системы к первоначальному объему составы фаз будут отвечать точкам L и М в том случае, если не изменяется направление ноды при переходе от давления pv к давлению ра. В том случае, если направление но- 102
цы изменяется, составы фаз при контактной конденсации будут отвечать точкам Lx и Л1Ь а при дифференциальной конденсации — точкам Li и М2. При этом содержание конденсата со средней летучестью в обеих фазах при дифференциальной конденсации будет несколько выше, чем при контактной конденсации.
Анализ экспериментальных данных по тройным и многокомпонентным углеводородным смесям показал, что изменение направления ноды происходит практически только в области прямого испарения при давлениях ниже 50—70 кгс/см2, что существенно не влияет на процесс разработки газоконденсатного месторождения.
Рис. 44. Фазовое превращение тройной системы при постоянной температуреРис. 44. Фазовое превращение тройной системы при постоянной температуре
Рис. 44. Фазовое превращение тройной системы при постоянной температуре
Рис. 44. Фазовое превращение тройной системы при постоянной температуре
Следовательно, составы фаз при контактной и дифференциальной конденсации при давлениях выше 50—70 кгс/см2 практически одинаковы. Это, как было уже отмечено, подтверждается и расчетными, и экспериментальными данными. Поэтому можно принять, что в процессе разработки залежи со снижением пластового давления составы газовой и жидкой, фаз не зависят от способа снижения давления и одинаковы при контактной и дифференциальной конденсации.
Таким образом, составы фаз и их свойства, такие как плотность и вязкость, могут быть выражены в функции одной переменной — давления. В соответствии с правилом фаз такому условию удовлетворяет бинарная система, для которой по заданному давлению при постоянной температуре можно определить составы фаз. Это условие дает возможность использовать бинарную модель в расчетах фильтрации газоконденсатных смесей при разработке залежи на режиме истощения.
Однако такая модель условна, так как два сложных компонента, на которые подразделяется система (например, конденсат и газ, полученные при разделении смеси при 1 кгс/см2 и 20°С), имеют разные составы и соответственно разные свойства в газовой
и жидкой фазах как при данном давлении, так и при других его значениях. Поэтому бинарная модель может быть приемлема в том смысле, что составы фаз зависят только от давления. Свойства каждого компонента в газовой и жидкой фазах также являются функциями давления. Свойства компонентов и фаз можно определить по экспериментальным данным или на основании расчета фазовых превращений по конденсатам равновесия. Полученные зависимости используют при решении уравнений фильтрации.
Впервые вопрос о теоретическом исследовании фильтрации газоконденсатных смесей в пласте, разрабатываемом на режиме истощения, решался в Баку в 1959 г. При этом исследования проводились на основе псевдобинарной модели фильтрации. Компонентами бинарной смеси принимались стабильный конденсат и газ, причем первый компонент (конденсат) переносится как в жидком, так и в газообразном состоянии, а второй (газ) —как в газообразной, так и в жидкой фазе *.
При такой постановке фильтрации газоконденсатных систем описываются следующими уравнениями:
div [о2р (р) а (р) р12H-^pJ = -т-^^(р) а (р) р„ + (Г— s) Pl], (86)
div [ti23 (р) р22 + о, ^р21у (р)]= — щ А р^) Рг2 _|_
+ (Г—^-^Р»^)!. (87) Pie J
Здесь уь У2-—скорости фильтрации соответственно газовой и жидкой фаз; т — пористость; t — время; Р(р), а (р) — соответственно объемная усадка жидкой фазы и объемное количество газа, растворенного в. жидкой фазе в нормальных условиях; рь рю—■ соответственно плотность газа газовой фазы в пластовых и нормальных условиях; ргь Р22 — соответственно плотность стабильного конденсата газовой и жидкрй фаз; v(p)—объемное количество стабильного конденсата в газовой фазе (в нормальных условиях); s — насыщенность пористого пространства жидким конденсатом; Р12 — плотность газа жидкой фазы в нормальных условиях.
Параметры у(р), Р(р), а(р), рь рю ргь Р22 определяют непосредственно из эксперимента как функции давления. Для этого ставят специальные опыты на пробах газоконденсатных систем, взятых из месторождений, с созданием условий истощения в бомбе PVT. Падение давления в бомбе осуществляется контактным способом — путем расширения объема ее и дифференциальным — выпуском газовой фазы из бомбы.
На основе проб, отобранных из бомбы, путем составления соответствующих уравнений баланса масс определяют указанные параметры в зависимости от давления. По уравнениям (86) и (87)
1 Конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов, т. е. из пентанов плюс вышекипящие, называется стабильным.
104
находят распределение давления р и насыщенность конденсата s в газоконденсатном пласте во времени и в пространстве.
В работах [72, 93] сделана попытка рассмотрения газоконденсатной системы как многокомпонентной. К сожалению, число компонентов в системе столь велико, что анализ системы с учетом ее полного углеводородного состава практически невозможен. Исходя из этого, авторы были вынуждены вновь возвратиться к упрощенной бинарной модели.
Эта псевдобинарная модель описывается уравнениями:
div [vsP»/x 4-^Рг (1 — £,)] = — m-^- [spj, + (1 — s) pr (1 — gj], (88)
div^p^ + np^]^ —т-^-[5Рж/г + (1 — 5)Prgr2],(89)
Здесь /i, /2 — соответственно массовые концентрации газа и стабильного конденсата в жидкой фазе; рж, рг — соответственно плотность газовой и жидкой фаз; g^ — массовая концентрация стабильного конденсата в газовой фазе.
Из системы (88) — (89) видно, что для нахождения s и р в газоконденсатных пластах необходимо иметь зависимости /^р), /г(р), рг(р), ga^P) и рж(р), которые могут быть получены расчетным путем.
Нетрудно показать, что уравнения (88) и (89) баланса масс для фильтрации бинарной системы, выраженные через массовые концентрации посредством
к =(90)
РжРж
^TTfSr ^=^1р..+^ИЬ<91>
приводятся к уравнениям баланса массы (86)— (87), выраженным через объемные соотношения.
Следовательно, системы уравнений (86) — (87) и (88) — (89) эквивалентны.
Уравнения, предложенные в работе [90], удобно использовать тогда, когда искомые зависимости свойств фаз получены на основании экспериментальных данных, а уравнения, приведенные в работе [72, 93],— когда зависимости определены по данным расчета.
НЕЛИНЕЙНЫЕ ЭФФЕКТЫ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА
Стационарная фильтрация газа в пористой среде описывается уравнением, которое в координатах Ар2—Q представляет прямую линию. Однако результаты экспериментальных исследований фильтрации газа с учетом наличия в пласте глины не подтверждают этой зависимости.
В работе [76] описаны эксперименты по фильтрации газа через пористую среду, содержащую глину.
Методика проведения опытов заключается в следующем: колонка после заполнения испытываемой пористой средой соединяется с контейнером, который, в свою очередь, связан с баллоном высокого давления. Через пористую среду пропускался газ или воздух. (На каждом режиме более 100 объемов пор.) Пористая среда составлялась из смеси кварцевого песка с глиной и чистого кварцевого песка.
Из данных экспериментов следовало, что при фильтрации как воздуха, так и газа через пористую среду, составленную из кварцевого песка с проницаемостью 20 Д, зависимость между Ар2 и Q подчиняется линейному закону фильтрации (кривые 1, рис. 45).
При добавлении глины в кварцевый песок указанная зависимость нелинейна и состоит из двух характерны^ участков, причем с увеличением содержания глины в песке характерные участки изменяются.
Из кривых рис. 45 видно, что при фиксированном значении Ар2 объемный дебит газа больше объемного дебита воздуха. Это можно объяснить взаимодействием между фильтрующимися фазами и глиной, в частности сорбционным эффектом.
Экспериментальные исследования, проведенные 3. А. Нурмаме- довым, показали, что практически время установления сорбционного «равновесия» значительно превосходит время гидродинамической стабилизации (см.главу II).
Рассмотрим одно из возможных объяснений нелинейного эффекта [79]. Нелинейные эффекты могут возникать при движении газа в пористой среде, содержащей некоторое количество не участвующей в основном движении жидкости в виде слоев, обволакивающих частицы пористой среды и перекрывающих частично или полностью поровые каналы. При достаточно больших градиентах давления должна начаться перестройка этих слоев, сопровождающаяся изменением гидродинамического сопротивления пористой среды. В результате естественно ожидать непропорционально быстрого увеличения расхода фильтрующегося газа с увеличением перепада давления, т. е. закон фильтрации газа в среде,, содержащей слои связанной жидкости, обладающие упругостью, будет иметь вид, характерный для псевдопластических неньютоновских жидкостей.
В частности, если начальное содержание связанной жидкости настолько велико, что все поровые каналы в начальном состоянии перекрыты, то движение прокачиваемого извне газа начнется только после того, как слои, связанной воды будут частично прорваны. Тем самым в этих условиях возможно появление предельного (начального) градиента для фильтрации газа. Это может происходить при фильтрации газа в глинизированных породах, содержащих остаточную воду, поскольку вода образует с частицами глины коллоидный раствор, обладающий некоторой сдвиговой прочностью.
Значение предельного градиента должно зависеть от абсолютного давления, так как помимо подвижного газа в пласте в тупиках пор содержится защемленный газ в виде несообщающихся газовых 106
пузырьков. С повышением давления эти пузырьки сжимаются, в результате чего изменяется положение жидких пленок, уменьшающее сопротивление. Поэтому предельный градиент давления \р[1 должен уменьшаться с увеличением давления, а с уменьшением давления — снова увеличиваться. Однако такое восстановление
Рис. 45. Зависимость между ?M>4Q и Q при фильтрации воздуха (а) и газа (б) без глины (/) и с добавками глины: 15% (2), 20% (3), 25% (4). 30% (5), 35% (6) и 40% (7)
может быть неполным вследствие возможных необратимых перестроек распределения фаз в пористом пространстве под действием приложенного градиента.
Для проверки изложенных соображений 3. М. Ахмедовым были поставлены опыты на искусственно создаваемых пористых средах. Фильтрационная колонка (цилиндр диаметром 3,2 см и длиной
107
120 см) заполнялась кварцевым песком, заранее тщательно перемешанным с определенным количеством монтмориллонитовой глины и воды. После заполнения колонки водоглинистопесчаной смесью один ее конец соединялся через редуктор с баллоном со сжатым воздухом, а другой с расходомером. Опыты производились при постепенном (ступенчатом) повышении давления на входе в колонку. Давление на выходе равнялось атмосферному. Результаты опытов приведены на рис. 46, где прямая 1 характеризует пористую среду, составленную из 75% песка и 25% глины с 40% остаточной воды, а прямая 2 —среду, составленную из 70% песка с 30% глины и 40% остаточной воды. Опыты показали, что предельный градиент действительно су
Рнс. 46. Зависимость расхода газа от Др2Рнс. 46. Зависимость расхода газа от Др2. ществует, поскольку до достижения порогового значения разности давлений, зависящего от содержания глины и воды, движения газа не было. В контрольных опытах, когда при том же содержании воды (40%) глина заме
Рнс. 46. Зависимость расхода газа от Др2
Рнс. 46. Зависимость расхода газа от Др2
перепа- было изаконуперепа- было изаконунялась маршаллитом, порога да давлений обнаружено не фильтрация газа следовала Дарси.
перепа- было и
закону
перепа- было и
закону
изуче-прово-изуче-прово-Аналогичная работа по нию нелинейных эффектов
изуче-прово-
изуче-прово-
дилась в Коми филиале ВНИИгаза.
Г. В. Рассохиным [91] были поставлены опыты с использованием образцов коллекторов (кернов), отобранных при бурении скважин Вуктыльского месторождения. Фильтрационная колонка (длина 350 мм, диаметр 30 мм) с гидравлическим обжимом собиралась из предварительно испытанных кернов, характеризующихся начальным градиентом давления. Газ из баллона через редуктор и осушитель подавался на вход колонки и затем направлялся на индикаторный расходомер. Давление обжима, имитирующее горное давление, создавалось с помощью гидравлического пресса. После стабилизации перепада для фиксации Др// колонка выдерживалась в течение двух-трех суток. Абсолютное Давление в ней принималось средним между давлениями на входе и выходе. Средняя проницаемость колонки составляла 0,6-10~3мД при минимальной остаточной водонасыщенности 5%. Последовательность экспериментов включала определение в интервале давлений от 4 до 30 кгс/см2 при фиксированной остаточной водонасыщенности G0Ct, равной 5; 13,1; 21,3 и 40%.
Общее время каждого измерения составляло 150—200 ч. После выполнения каждого опыта остаточная водонасыщенность контролировалась взвешиванием колонки. Для получения более представительных результатов отдельные точки проверялись обратным ходом, т. е. при уменьшении абсолютного давления. Полученные -результаты показали, что для каждого значения остаточной водонасыщенности существует зависимость предельного градиента от
давления: чем выше давление, тем меньше ХрЦ. С увеличением остаточной водонасыщенности растет и \р!1. Для каждого значения остаточной водонасыщенности существует критическое давление рКр, выше которого нелинейные эффекты (предельный градиент) экспериментально не фиксируются.
Так как состояние слоев связанной воды неравновесное, то при фиксированных условиях может происходить перестройка их во времени [79]. Наряду с упругостью защемленного газа роль восстанавливающей силы при снятии перепада давления могут играть и капиллярные силы. Поэтому эффект нелинейности закона фильтрации с частичной обратимостью при прекращении движения мо
жет иметь место и для газа, движущегося в глинизированной среде, содержащей
Рис. 47. Зависимость расхо-Рис. 47. Зависимость расхо-да газа от Др2 для пористой среды, состоящей из 75% песка? *25% ТлйньГ при водонасыщенности 25%:7 ^подъем 'давления; 2 —снижение давленияда газа от Др2 для пористой среды, состоящей из 75% песка? *25% ТлйньГ при водонасыщенности 25%:7 ^подъем 'давления; 2 —снижение давленияостаточную воду.
Рис. 47. Зависимость расхо-
Рис. 47. Зависимость расхо-
да газа от Др2 для пористой среды, состоящей из 75% песка? *25% ТлйньГ при водонасыщенности 25%:
7 ^подъем 'давления; 2 —снижение давления
да газа от Др2 для пористой среды, состоящей из 75% песка? *25% ТлйньГ при водонасыщенности 25%:
7 ^подъем 'давления; 2 —снижение давления
. Если градиенты давления достигают достаточно больших значений, то может произойти необратимая перестройка структурированных слоев, так что при последующем снижении давления возможны гистерезисные явления. Результаты соответствующего эксперимента показаны на рис. 47. По-видимому, в этом случае после снятия перепада давления остается неперекрытой некоторая часть
поровых каналов, так что истинного предельного градиентанет, Тем _неменее основной эффект — существенная нелинейность закона фильтрации — сохраняется и для процесса, идущего с пониже-
нием перепада давления [79].
Учитывая, что перераспределение слоев остаточной воды харак
теризуется определенной конечной скоростью, гистерезисные эффекты можно ожидать и при градиентах, не приводящих к необратимой перестройке слоев во^.ы. Для проверки этого предположения Г. В. Рассохиным были проделаны следующие эксперименты. Через слабопроницаемый образец керна пропускался газ при мо
нотонно увеличивающихся, а затем уменьшающихся перепадах давления на входе и выходе. Проницаемость образца к= —0,7-10-3 мД, Goct=5%, среднее давление в ходе эксперимента поддерживалось около 120 кгс/см2.
Результаты показали, что при увеличении перепада Др до 8— 9 кгс/см2 скорость фильтрации (расход газа) увеличивалась пропорционально &рЦ, а затем темп роста скорости стал выше темпа роста градиента давления. Подобное изменение темпов расхода газа можно объяснить смещением слоев воды и, возможно, прорывом пленок этой воды, перекрывающих отдельные поры и трещины. Со снижением перепада (обратный ход) кривая изменения скорости не совпадает с кривой прямого хода. Если при обратном ходе прекращали переток газа в течение некоторого времени (в рассма-
триваемом эксперименте 1—1,5 ч), то дальнейшее снижение перепада описывалось кривой, практически совпадающей с кривой прямого хода. Следовательно, за время остановки под действием капиллярных сил первоначально смещенные слои остаточной воды снова были возвращены в начальное положение. Гидродинамическое сопротивление движению газа (проницаемость образца) снова оказалось первоначальным. Опыты повторяли с прекращением фильтрации при разных градиентах, но эффект был один и тот же. Таким образом, полученные результаты показали, что при фильтрации газа или газоконденсатной системы в слабопроницаемой среде возможно проявление нелинейных эффектов, обусловленных гистерезисными перемещениями слоев остаточной воды. В отличие от предельного градиента эти эффекты могут проявляться и при высоких давлениях процесса фильтрации, что следует учитывать при исследовании и эксплуатации скважин, вскрывающих подобные коллекторы.
О МЕХАНИЗМЕ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ
При исследовании процесса фильтрации газоконденсатных систем в пористой среде обычно исходят из представлений о фазовых про- ницаемостях для газообразной и жидкой фаз [1—4]. В частности, предполагается, что при давлении ниже давления начала конденсации выделяющийся из газообразной пластовой системы конденсат сразу же оседает на поверхности поровых каналов. Такой вывод, например, сделан в работе [53]. Однако автор не учитывал, что движение газоконденсатной системы в пласте сопровождается непрерывным снижением давления в каждом элементарном объеме пласта и выделением жидкой фазы из системы.
По формуле Стокса можно оценить максимальное время существования аэрозоля в статических условиях:
где т] — вязкость газовой фазы; г — размер капелек конденсата, см; у— плотность конденсата, г/см3; а — радиус порового канала, см.
Нетрудно проверить, что для капелек конденсата размером 10~4 см максимальное время составит десятки секунд, а выделенный объем газоконденсатной системы в призабойной зоне пласта за этот период пройдет несколько метров. Следовательно, если при эксплуатации скважины депрессия составляет 50—60 кгс/см2 (что типично, например, для скважин Вуктыльского месторождения), то давление в этом объеме системы может снизиться на единицы или даже десятки кгс/см2. Поэтому можно сделать вывод, что, по крайней мере, в призабойной зоне скважин фильтрующаяся газоконденсатная система находится в аэрозольном состоянии.
Для проверки предположения об аэрозольном состоянии газоконденсатных систем были проведены исследования, результаты 110 '
которых косвенно подтверждают правомерность такого предположения. Так, наблюдаемые И. М. Аметовым в опытах различия в проницаемостях пористой среды при фильтрации газоконденсатных систем (нисходящий и восходящий потоки) объяснялись поперечной миграцией частиц дисперсной фазы [78]. При этом предполагалось, что выделяющийся конденсат находится во взвешенном состоянии.
М. С. Разамат и другими были выполнены эксперименты для оценки проницаемости пористой среды при фильтрации различных газов: азота, природного газа и газоконденсатной системы с газоконденсатным фактором /'=3620 м3/м3. При этом вязкость и сжимаемость рассчитывались по псевдокритическим параметрам, а состав газа, выходящего из модели пласта, контролировался с помощью хроматографа.
Опыты выполнялись в следующей последовательности. Вначале определяли проницаемость для азота при /=19,5°С. Перепады давления на модели изменялись от 0,54 до 2,12 кгс/см2, а абсолютное давление от 67 до 334 кгс/см2. Проницаемость во всех случаях оказывалась равной 47±3 мД, т. е. при фильтрации азота ни перепад давления, ни абсолютное его значение на коэффициент проницаемости данной пористой среды не влияли.
Затем при /=14,5°С оценивали проницаемость при фильтрации природного газа. Перепады давления на модели изменялись от 0,82 до 2,17 кгс/см2, а абсолютное давление — от 31 до 253 кгс/см2. Коэффициент проницаемости снова оказался равным 474*2 мД. Для контроля было повторено определение проницаемости при давлении-467 - кгс/см^ в начален в конце сериж резулыаты- долучились идентичными.
Далее на той же модели выполнили серию экспериментов с фильтрацией газоконденсатной системы. Давление начала конденсации при 17°С было равным 216 кгс/см2. Абсолютное давление при экспериментах изменяли от 252 до 333 кгс/см2.
По мере замещения природного газа в модели пористой среды газоконденсатной системы коэффициент проницаемости уменьшился с 47 мД для природного газа до 35 мД для газоконденсатной системы. Отметим, что в данных условиях одновременное влияние коэффициентов вязкости и сжимаемости может изменить коэффициент проницаемости не более чем в 1,025 раза.
Поскольку, как уже упоминалось, проницаемость практически не зависит от состава газа, остается предположить, что вязкость, рассчитанная по псевдокритическим параметрам на основе закона соответственных состояний и хорошо подтвержденная экспериментальными данными для газовых смесей в вискозиметрах различного типа, в пористой среде на самом деле имеет иное значение. Это может происходить за счет наличия в газовой фазе конденсата в аэрозольном состоянии.
Исходя из состава газоконденсатной системы, весовое содержание компонентов, способных образовать конденсат С4, составляет 26,5%, что соответствует объемной концентрации С=10%. Если
для оценок использовать формулу Эйнштейна ц=цо(1+О,25С), то вязкость на самом деле должна быть на 25% больше принятой в расчетах. Это соответствует наблюдавшемуся изменению проницаемости пористой среды.
Таким образом, судя по результатам выполненных экспериментов, можно сделать вывод о том, что в процессе разработки газоконденсатных залежей, по крайней мере, часть конденсата находится в аэрозольном состоянии. Поэтому при математическом и физическом моделировании фильтрации газоконденсатных систем в пористой среде следует исходить из предположения, что конденсат может быть в двух возможных состояниях при непрерывном массообмене между ними: в аэрозольном и в виде жидкости, осевшей на поверхности поровых каналов или трещин.
ДВИЖЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК ПО ВОДОНЕФТЕГАЗО-НАСЫЩЕННЫМ ПЛАСТАМ
Известные из практики просчеты в оценках нефтеотдачи нефтяных оторочек связаны не только с ошибками определения исходных физико-геологических параметров залежей, но также и с недооценкой ряда физических эффектов, вызываемых воздействием на пласт в период разработки. В частности, для нефтяных оторочек характерно образование зон трехфазного течения, которые могут охватывать всю продуктивную площадь.
Физические закономерности движения трехфазных систем в пористой среде необычайно сложны и поэтому до сих пор изучены слабо. Результаты расчетов с использованием классических функций относительных проницаемостей кт от насыщенности s и обобщенного закона Дарси при проектировании и анализе разработки реальных объектов представляются чрезмерно условными.
Накопленные экспериментальные данные о многофазной фильтрации свидетельствуют-о неоднозначности кт^, которые зависят от условий формирования системы и направления процесса массо- переноса. В трехфазных системах относительная проницаемость любой фазы зависит не только от ее насыщенности, но и от соотношения насыщенности остальных компонентов системы, причем на значении кт сказываются предыстория и направления изменения насыщенностей всех фаз. Поэтому в общем случае, когда состав системы определяется переносом, сжимаемостью и местной генерацией фаз, описать процесс однозначными относительными про- ницаемостями не представляется возможным.
Выходом из положения может служить прямое измерение обобщенных фильтрационных характеристик, присущих конкретным процессам. К обобщению приходится прибегать по той простой причине, что пока еще не существует измерительной техники, позволяющей вести детальные наблюдения за движением трехфазных систем в физической модели пласта. Для этого необходимы два независимых метода регистрации локальных насыщенностей и инструмент для измерения давления в каждой фазе. Надежных,
точных и безопасных методов одновременного измерения двух насыщенностей пока не найдено. Техника определения давлений в фазах известна [145], однако она сложна и ненадежна при небольших значениях насыщенности.
' По этим причинам при обработке результатов физического эксперимента обычно прибегают к осреднению насыщенностей по длине и оценке их методами материального баланса. Используют также предположение о равномерном распределении давления на характерных участках пласта (поршневая схема), пренебрегают капиллярным давлением рс, поскольку относительно pc(si, s2) для воды Можно делать только те или иные предположения, а о pc(si, $2) для жидкой углеводородной фазы вообще ничего не известно.
Невелики достижения и в области теории физического моделирования (очевидна и обратная связь). Число критериев подобия трехфазных систем резко возрастает, причем остается неясным, как реализовать некоторые из них в физическом эксперименте. С целью иллюстрации такого положения достаточно указать на необходимость выполнения требования моделирования &jr=idem (относительные проницаемости) и 7j=idem (функции Леверетта), напомнив, что для всех этих пяти функций характерна неоднозначность, а методов прямого измерения их в конкретном нестационарном процессе не существует. Поэтому все известные экспериментальные исследования фильтрации трехфазных систем по уровню, постановки относятся к категории поисковых. Идут поиск и оценка, .канестаешижй.влияния, отдельных параметров (насыщенность, ско- рость, размер, давление, температура и т. п.) на конкретные (частозначительно упрощенные) процессы.
Указанный уровень не исключает возможности получения важных результатов, которые находят непосредственное практическое применение. Широко известны, например, достижения в области теории вытеснения газированной нефти [93], в основе которых лежат экспериментальные результаты. Развитие ее на настоящем этапе позволяет учитывать даже гистерезис кт для газа [133]. Механизм формирования нефтяного вала, обнаруженный и изученный экспериментально [41], составляет основу для расчетов заводнения нефтяных залежей, подвергшихся первичной разработке на истощение, и третичных методов добычи остаточной нефти путем закачки в пласт смешивающихся с ней агентов.
Экспериментально был обнаружен эффект изменения подвижности остаточной нефти в обводненной зоне при снижении давления [154, ,155]. Выяснилось важное обстоятельство, что неподвижная нефть при разгазировании за счет снижения давления частично восстанавливает способность к движению. Гистерезис относительных проницаемостей особенно заметно проявляется и может быть с пользой реализован на практике при намеренном периодическом изменении направления процесса (циклическая закачка воды и газа в нефтяной пласт).
8-7 ц$
При разработке нефтегазоконденсатных залежей на режиме истощения нередко возникают условия, при которых нефть из оторочки смещается в газоконденсатную Зону. Это связано с возникновением градиентов давления gradp, направленных в сторону газоконденсатной зоны. Со времен Маскета смещение оторочек считалось недопустимым из-за потерь нефти в «сухих песках». Действительно при контакте мигрирующей нефти с породой, содержащей газ и реликтовую воду, часть ее неизбежно задерживается в пористой среде и теряет подвижность. Пластовые потери нефти за счет этого растут. Однако версия о том, что смачивание «сухих песков» — единственная или, по крайней мере, важнейшая причина катастрофических потерь нефти, вызывает сомнения. Из практики известно, что крайне низкой нефтеотдаче сопутствовали в общем незначительные смещения оторочек. Расчеты показывают, что при той остаточной насыщенности, которая соответствует достигнутой нефтеотдаче и смещению оторочки, нефть никак не может потерять подвижность. Тем не менее факт остается фактом — пластовые потери нефти, зафиксированные на практике, чрезмерно велики.
Очевидным условием смещения оторочки является непропорционально быстрое снижение давления в ней, т. е. диспропорция между фактическим темпом снижения давления и тем темпом, который соответствует уровню добычи нефти. В этих условиях часть нефти выплескивается в газоконденсатную зону, оторочка растягивается, а насыщенность в ней снижается. Заметим, что по литературным данным этот эффект может быуь значительным [2, 3]. При слабой активности контурных вод (именно тогда масштаб смещения оторочки невелик) и возникновении grad р, направленных в газоконденсатную зону, преобладает режим растворенного газа. Однако вследствие снижения насыщенности в оторочке и без того невысокая эффективность этого режима ухудшается. Растворенный газ, выделившийся из нефти, образует связанную систему и перетекает в газоконденсатную зону, откуда извлекается через газовые скважины. Удельный расход пластовой энергии на добычу нефти непрерывно нарастает, падение давления ускоряется. В конечном счете запас пластовой энергии исчерпывается, и нефть, сохраняя потенциальную подвижность, остается в пласте. Так обстоит дело и на чисто нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, где без всяких потерь нефти в «сухих» песках нефтеотдача оказывается низкой.
Достоверность изложенной гипотезы требовала экспериментальной проверки, поскольку заранее оценить степень влияния различных факторов на нефтеотдачу, исходя из общих представлений о трехфазных системах, не представлялось возможным. При постановке экспериментов были рассмотрены два варианта: 1) моделирование натурного процесса с сохранением всех основных его особенностей; 2) исследование потерь нефти только из-за смачивания «сухих» песков. Первый путь требовал преодоления значительных методических. сложностей при моделировании. Эксперименты второго рода относились к категории простейших, что освещает про- 114
цесс только с одной стороны, но зато допускает однозначную интерпретацию и перенос результатов на натуру при вполне разумных допущениях и ограничениях. Этот путь и был выбран.
Самые первые эксперименты были проведены на моделях пластов с прозрачными стенками (стеклянных трубках, заполненных несцементированным кварцевым песком), позволивших визуально наблюдать за перемещением контактов газ —- нефть и нефть—вода. Результаты этих наблюдений опубликованы в [37, 61] и сводятся к следующему. В горизонтальном однородном пласте, насыщенном только газом, нефтяные оторочки при поддержании постоянного напора воды на начальном водонефтяном контакте движутся устойчиво. По мере продвижения по пласту размеры их сокращаются за счет смачивания сухого песка, однако остаточная нефте- насыщенность в обводненной зоне относительно невелика и не превышает значений, характерных для процесса вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа. Действие капиллярных сил на фронте газ — нефть находило выражение в относительном «растягивании» оторочек и, тем самым, в снижении нефтенасыщенности в них. Это, однако, не приводило к потери устойчивости, и оторочки сохраняли компактную форму вплоть до исчезновения.
Дальнейшие эксперименты проводили на установке высокого- давления, схема которой изображена на рис. 48. Моделями пласта служили двухметровые стальные колонны (диаметром 9 см), установленные вертикально и заполненные уплотненной смесью кварцевого песка смаршаллитом (10% повесу). Согласно сформулированной задаче исследований, использовались модельные жидкости: дистиллированная вода, азот и смеси трансформаторного масла с керосином вязкостью р=2,5 и 19,6 сП. Опыты проводили при давлении 200 кгс/см2 и комнатной температуре. ’
Перед опытом модель пласта насыщали водой, которая затем вытеснялась азотом до прекращения выноса ее в капельном состоянии. Направление продувки изменяли несколько раз, чтобы достичь более равномерного распределения водонасыщенности по- пласту и приблизить ее среднее значение к неизменяемому.
В ходе эксперимента в модель пласта снизу закачивали порцию нефти (так для простоты изложения будем называть жидкую углеводородную фазу), поддерживая давление в газовой зоне на начальном уровне, т. е. отбирая газ в количестве, пропорциональном закачиваемому объему. Затем подачу нефти прекращали и приступали к нагнетанию воды с постоянным расходом, которая продвигала оторочку вверх по газоводонасыщенному пласту. Давление на выходе по-прежнему поддерживали на начальном уровне. После прорыва жидкости на выход ее отбирали небольшими порциями (50—100 см3) и после сепарации замеряли объем нефти и воды. Количество вытесненного газа определяли с помощью газовых часов.
При снижении концентрации нефти в выходящем потоке до 5— 10% прокачку воды прекращали и осуществляли «разгрузку» пласта, отбирая из него жидкость и газ путем снижения давления.
8*8*115-
8*
8*
Рис. 48. Схема установки высокого давления!
/ — компрессор; 2 — регулятор давления; 3 —НЖР-3; 4 — мерный бачок; 5— НЖР-1; 6 — га* ка; 11 — смотровое стекло; 12 — тройник; 13 — крестовина; 14 — вентиль; 15 — манометр; 16 ларатор; 22 — пробоотборник; 23 — вентиль угловой; 24 — вентиль; 25 — крестовина; 26 — мон*
зовый счетчик; 7 — баллон азотный; 8 — газгольдер; 9 — колонна; 10 — соединительная гай- соединйтельная гайка; /7 — ниппель; 18— гайка; 19— гайка нажимная; 20— конус; 21 — се- тажная трубка
Затем модель продували азотом, фиксируя объемы извлекаемых жидкостей, до прекращения выноса их в капельном состоянии. По балансу рассчитывали остаточную насыщенность пористой среды жидкостями и приступали к следующему эксперименту, в котором нефтяная оторочка перемещалась по пласту, содержащему погребенную нефть.■
Рис. 49. Изменение концентрации нефти С в процессе извлечения жидкости из пласта после перемещения по нему оторочки из маловязкой нефти.Q — объем извлеченной смеси; Q —■ объем . пор пласта; 1 и 2 — номера опытовРис. 49. Изменение концентрации нефти С в процессе извлечения жидкости из пласта после перемещения по нему оторочки из маловязкой нефти.Q — объем извлеченной смеси; Q —■ объем . пор пласта; 1 и 2 — номера опытовцах оторочки параметрами типацах оторочки параметрами типаОчевидно, что. к числу параметров, определяющих нефтеотдачу, следовало отнести вязкость рн, начальные нефте- (ро) и водонасы- щенности (s0), масштаб смещения оторочки Х=й/п>. где Й — объем пор пласта, Vo—объем введенной в пласт нефти, динамические критерии подобия типа uljD2 [38] и структурные критерии типа D2]a2 [60]. Здесь и — скорость вытеснения воды; I — характерный линейный размер; D— капилляропроводность;. а — характеристика . смачиваемости. Полной ясности в отношении последних нет. Визуальные наблюдения при экспериментировании с оторочками на моделях пласта с прозрачными стенками при ро= =0 и So=0 привели к выводу о существенном влиянии на процесс капиллярной дисперсии на обеих границах оторочки. Однако возможность однозначного определения соотношений капиллярных и вязкостных сил на грани* ul/D2 до сих пор еще не подтвер
Рис. 49. Изменение концентрации нефти С в процессе извлечения жидкости из пласта после перемещения по нему оторочки из маловязкой нефти.
Q — объем извлеченной смеси; Q —■ объем . пор пласта; 1 и 2 — номера опытов
Рис. 49. Изменение концентрации нефти С в процессе извлечения жидкости из пласта после перемещения по нему оторочки из маловязкой нефти.
Q — объем извлеченной смеси; Q —■ объем . пор пласта; 1 и 2 — номера опытов
цах оторочки параметрами типа
цах оторочки параметрами типа
ждена экспериментально.■
В такой ситуации реальные возможности экспериментирования ограничены изучением влияния на нефтеотдачу р0, цн и X при Z)2/a2=const (один и тот же образец пористой среды) и u=const. Для качественной оценки влияния скорости вытеснения следует проводить дополнительные эксперименты при p0=const, X=const, D2/a2=const.
Обсуждение полученных результатов целесообразно проводить раздельно согласно целям, которые преследовались при постановке экспериментов, и условиям их проведения.
Сначала ■ обсудим результаты по устойчивости и нефтеотдаче оторочек при перемещении их под действием воды по газоводонасыщенному пласту. Судя по накопленным экспериментальным и промысловым данным, наибольший урон нефтеотдаче при заводнении однородных пластов наносит вязкостная и гетерогенная неустойчивость границ раздела фаз [1, 35, 36]. Очевидно, что это явление может наблюдаться и при смешении нефтяных оторочек, следствием чего должно быть резкое увеличение потерь нефти. Поэтому вопрос об устойчивости водонефтяного и газонефтяного кон- 118-
тактов имеет первостепенное значение. В экспериментах о характере движения оторочки можно судить и о динамике отбора жидкостей и значении рк.
При движении оторочек из маловязкой нефти (2,5 сП) в однородном пласте при р0—О и при ро^О наблюдалась одна и та же картина. Вначале из пласта отбирается газ, затем извлекается безводная нефть при газовом факторе, соответствующем растворимости газа, после обводнения пласта концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижается (рис. 49). Такой вид графика
Рис. 50. Динамика извлечения жидкости из пласта после перемещения по нему оторочки из высоковязкой нефти:
С — концентрация нефти в смеси извлекаемых жидкостей; Q—объем извлеченной жидко- •ет«> Q —объем4ю^-«*ас^--/»~5---номера-^Ы№ов-- —- .............
добычи свидетельствует об устойчивости обоих контактов нефти. Подтверждением служит достаточно низкая остаточная нефтена- сыщенность (рк^2Оо/о).
В случае оторочек из нефти повышенной вязкости (19,6 сП) и ро=О динамика отборов после выхода газа была принципиально иной (рис. 50).
Первой после газа на линии отбора появлялась вода, и некоторое время прокачка ее через пласт не приводила к выносу нефти, т. е. С=0. Затем в добываемой продукции появлялась нефть, концентрация которой резко возрастала, достигая —100%, после чего начинала снижаться в соответствии с процессом нормального обводнения.
Последующие визуальные наблюдения за движением оторочек из нефти с повышенной вязкостью в моделях пласта с прозрачными стенками дали основания утверждать, что при р„/цв=к20 возникают языки обводнения за счет неустойчивости фронта вследствие проявления вязкостных сил. Однако в отличие от двухфазных систем продвижение прорвавшегося через оторочку языка воды затормаживается, а нефть в оторочке сохраняет подвижность. Последнее находит довольно простое объяснение.
Действительно, если на контакте нефть — вода ^-/">1, то на границе жидкостей с газом вследствие незначительной вяз-
ЬЛ* / Ь"
кости последнего всегда выполняется условие —г—<1. что обеспечивает стабилизацию контакта. Пока язык воды находится в нефтяной зоне, он непрерывно развивается, а после перехода в газовую зону интенсивность его развития должна снизиться. Вода в газовой зоне вынуждена организовать сплошной фронт, в то время как проводящий канал (язык) обладает, естественно, низкой пропускной способностью. Происходит перераспределение давлений, и в зоне оторочки индуцируются максимальные gradp. Процесс, таким образбм, стабилизируется, и оторочка, хотя и расчлененная языками воды, движется в направлении линии отбора, а перед ней формируется вал воды.
Таблица 18
Условия проведения и результаты опытов по перемещению нефтяных оторочек в пористой среде, насыщенной газом и водой
3
ё
£
Да
£
cs«
а 5 8 В,
Ф s
sis
1 в
у" у § qy®
Скорость вытеснения и, см/с
-а-
к S
It
-9
ар
га "г°
S §и« 8°^ Sj2 5 «г н
S К 3x0
О |«ь otl
1
1,46
29,7
204
40,3
0,00166
2,4
3,32
28,2
31,5
20,6
2
0,97
28,8
189
33,0
0,00187
2,3
3,51
27,4
28,0
20,5
3
1,55
30,6
200
36,1
0,00125
19,6
3,50
23,5
21,9
4
0,82
30,1
202
36,2
0,00117
19,6
3,78
—
22,9
20,4
5
2,51
32,7
203
32,6
0,00340
19,6
3,52
——
25,6
21,1
6**
1,20
32,0
300
27,2
0,00059
—
3,38
28,0
30,7
20,5
• С—обводненность продукции.
*• Опыт был проведен с использованием газированной нефти Битковского месторождения при температуре 75°С.
Условия проведения и результаты экспериментов этой серии . приведены в табл. 18. Нефтеотдача <ц и остаточная нефтенасы- щенность р вычислены к моменту снижения концентрации нефти в добываемой жидкости до 10%.
Судя по значению остаточной нефтенасыщенности, смещение нефтяных оторочек при поддержании начального давления, т. е. без фазовых изменений в пластовой системе, сопровождается вполне умеренными потерями нефти в «сухих» песках. Полнота вытеснения нефти в экспериментах с оторочками была несколько большей, чем в двухфазных системах при |л_/р,+=&2,5, и значительно превышала таковую при р,_/ц+» 1 [37].
Рассмотрим механизмы устойчивости движения и нефтеотдачи оторочек в пластах, в газовых зонах которых содержится погребенная остаточная нефть. Ко времени постановки экспериментов имелись только предположительные сведения о существовании исвой-
ствах погребенных нефтей. Поэтому исследованию подвергли остаточную и вытесняющую нефть при трех возможных .вариантах отношений вязкостей: М<А, Л1>1, /И=1. Результаты опытов приведены в табл. 19.
Рив. 51. Изменение состава продукции на выходе из модели:/ — при М>1; 2 —при М<1; Сн — концентрация нефти в смеси извлекаемых жидкостей; f — отбор жидкости; Q — объем порРив. 51. Изменение состава продукции на выходе из модели:/ — при М>1; 2 —при М<1; Сн — концентрация нефти в смеси извлекаемых жидкостей; f — отбор жидкости; Q — объем порТаблица 1
Рив. 51. Изменение состава продукции на выходе из модели:
/ — при М>1; 2 —при М<1; Сн — концентрация нефти в смеси извлекаемых жидкостей; f — отбор жидкости; Q — объем пор
Рив. 51. Изменение состава продукции на выходе из модели:
/ — при М>1; 2 —при М<1; Сн — концентрация нефти в смеси извлекаемых жидкостей; f — отбор жидкости; Q — объем пор
Результаты опытов по перемещению нефтяных оторочек в пористой среде, насыщенной газом, водой и погребенной нефтью
3
§
5
£
•68
8
I сч
Е о о
<2
” у"
4i
6
1g
я а
® з
д g §$
11 i <£ |
X а —а
Вязкость р., сП
Скорость вытеснения и, см/с
12 = s§ ха 8. 59 а о
я X 8 Ё
Нефтеотдача,
О) - 5 ®
” о £ & •& so $ о ”^ Sts
■&
S О к о
£ »
О к
If
si
3 §
а
■ю
1
1,46
29,7
200
40,0
15,7
2,4
19,6
0,00134
5,5
59,3
31,8
23,1
2
0,97
28,8
201
31,0
18,3
2,4
19,6
0,00188
6,59
58,7
26,5
—
24,6
3
0,82
30,1
202
32,1
18,2
19,6
2,0
0,000185
4,0
87,2
50,5
73,6
21,4
. 4
2,51
32,7
204
20,5
19,1
19,6
2,0
0,00364
3,64
88,0
53,1
70,7
21,8
5
1,55
30,6
200
20,2
18,0
19,6
19,6
0,00206
3,85
88,7
52,5
—
20,9
.6
1,55
30,6
200
31,2
16,9
19,6
19,6
0,00167
3,85
83,0
50,3
21,3
7
1,55
30,6
200
27,0
17,6
19,6
19,6
0,000765
3,85
89,0
52,9
—
20,5
8
1,55
30,6
198
26,5
18,1
19,6
19,6
0,000382
3,5
92,4
56,5
—
20,3
" Примечание. 9ю—нефтеотдача от суммарных запасов нефти в оторочке и погребенной нефти.:'
т. е. изменение вязкости движущейся нефти. В описанных опытах, однако, прорыв воды через оторочку исключался уже благодаря процессу накопления. Об этом свидетельствует вид кривой (3) на рис. 52, которая соответствует эксперименту при Л1=1, рн=19,6сП.
С целью изучения процесса смещения нефтей отбираемые пробы жидкости подвергали анализу на содержание в них погребенной нефти. В качестве определяющего параметра использовали вязкость смеси.
Рис. 52; Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели слоистого пласта с нулевой связанностью между «ро- пластками:1—4 — номера опытовРис. 52; Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели слоистого пласта с нулевой связанностью между «ро- пластками:1—4 — номера опытов
Рис. 52; Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели слоистого пласта с нулевой связанностью между «ро- пластками:
1—4 — номера опытов
Рис. 52; Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели слоистого пласта с нулевой связанностью между «ро- пластками:
1—4 — номера опытов
Результаты двух экспериментов показаны на рис. 51. В этих опытах отношение вязкостей погребенной и вытесняющей нефти было одинаковым, но существенно различались скорости вытеснения (см. табл. 19). Как видно из рисунка, при низкой скорости концентрация погребенной нефти в выходящем потоке углеводородной фазы изменялась в значительном диапазоне и поначалу была близка 100%. При высокой скорости из пласта извлекалась смесь нефтей примерно постоянного состава. Очевидно, что ускоренное движение способствует более интенсивному перемещению жидкостей в условиях 7И>1. Несмотря на этот эффект конечная полнота извлечения погребенной нефти в обоих случаях была примерно одинаковой (см. табл. 19). Судя по рис. 52 (кривая 7) и конечным результатам вытеснения, при М<1 процесс идет с некоторым «размазыванием» оторочки. Однако в этих опытах масштаб перемещения оторочки был самым большим (X—5,50 и 6,59), поэтому отмеченное отклонение, по всей вероятности, связано не с условием М<1, а с влиянием X. Следует заметить, что при Х=6 —это очень большое смещение, которое может быть реализовано на практике, 122
когда объем газоконденсатной зоны, грубо говоря, в пять раз больше объема нефтяной оторочки.
В остальных опытах при Х=3,5—4,0 (тоже достаточно большое смещение) остаточная нефтенасыщенность рк в обводненном пласте была практически одинаковой и составляла около 21%, т. е. примерно столько же, что и в первой серии экспериментов. Поскольку процесс шел устойчиво, то, по крайней мере для Х^4, нефтеотдача (по отношению к начальным извлекаемым запасам нефти в оторочке) определялась зависимостью
а== 1 —|— (ро—рк) X,
где ро — насыщенность пласта погребенной нефтью; рк — остаточная насыщенность в обводненной зоне;
Здесь Q — газонасыщенный объем пор; Vo— запасы подвижной нефти в оторочке.
Понятно, что при ро<рк, как было в наших экспериментах, нефтеотдача уменьшается с увеличением X. Напротив, при р0>рк процесс смещения оторочки ведет к накоплению нефти в ней так, что а>1.
Значительную полноту вытеснения нефти, которую можно реализовать при смещении оторочек, наблюдали также в экспериментах другие исследователи, работавшие позже [62, 124].
Иная картина наблюдается при извлечении нефти во время снижения-давлеиия-в обводненномтетаете™- -
При поддержании начального давления процесс обводнения добываемой нефти в экспериментах с Оторочками происходил подобно тому, как в двухфазных системах. Концентрация нефти монотонно снижалась, стремясь к нулю. Если же при прокачке воды через пласт снижали пластовое давление, процесс извлечения нефти претерпевал существенное изменение. Концентрация нефти в выходящем потоке начинала увеличиваться, достигала максимума и затем снижалась. При ступенчатом снижении давления отмечалось повторение всплесков концентрации (см. рис. 49, 50, 52).
Аналогично шла «разгрузка» пласта, т. е. извлечение жидкостей при режиме расширяющегося защемленного газа, причем концентрация нефти в точке максимума достигала 15—20% . (см. рис. 53). Дополнительный прирост нефтеотдачи за счет этого достигал 5—7%.
В присутствии свободного газа нефть (это общеизвестно) вытесняется водой полнее. По данным Рора [154, 155], развитие режима растворенного газа в обводненном пласте также позволяет извлечь дополнительно некоторое количество нефти. В нашем случае подвижность нефти стимулировал свободный газ, защемленный в пористой среде при продвижении по нему нефтяной оторочки. Очевидно, что эти явления являются следствием общей закономерности поведения газа в трехфазных системах. По отношению к воде
нефть и газ — несмачивающие фазы и поэтому при равновесных условиях занимают идентичные поры (участки пор). Характер вытеснения продукции водой не зависит от соотношения насыщенности нефти и газа. Она, как вытесняющий агент, действует на «общие излишки» насыщения нефтью и газом, если таковые образуются в пласте. Увеличение общей насыщенности пористой среды несмачивающими фазами за счет разгазирования жидкости или расширения свободного газа при снижении давления, таким образом, способствует повышению подвижности нефти. Газ оттесняет часть нефти из занятых им ранее пор, и она выносится потоком воды на поверхность. В этой связи была определена степень вытеснения газа нефтью, содержащейся в оторочках, т. е. процесс смещения газонефтяного контакта в сторону газовой зоны.
Таблица 20
Сравнение эффективности вытеснения газа водой и нефтяными оторочкам
Номер опыта
Проницаемость, Д
Пористость т. %
Начальная водонасы- щенность ®в’ %
Начальная нефтена- сыщенность V %
Вязкость нефти р,, сП
Скорость вытесне-
Остаточная газонасыщенность
Рг> %
погребенной
вытес
няющей
1
1,46
29,7
0
0
0,00197
25,6
2
31,8
0
0,00194
34,5
3
40,3
0
2,4
0,00167
24,6
4
40,0
15,7
2,4
19,6
0,00184
21,3
5
0,97
28,8
0
0
0,00197
20,4
6
35,2
0
—
—,
0,00167
31,8
7
33,0
0
—
2,4
0,00187
22,8
8
31,0
18,3
2,4
19,6
0,00188
22,1
9
0,82
30,1
0
0
—
—
0,00129
25,7
10
37,2
0
—
—
0,00257
29,3
11
36,2
0
19,6
0,00117
27,1*
12
32,1
18,0
19,6
2,0
0,000185
18,1*
13
2,51
32,7
0
0
—
0,00340
16,1
14
—
28,0
0
—
—
0,00300
29,0
15
32,6
0
—
19,6
0,00340
22,6*
16
-
20,5
19,1
19,6
2,0
0,00364
15,6
17
1,35
30,6
0
0
—
0,00885
17,4
18
32,7
0
0,00434
29,4
19
36,1
0
19,6
0,00125
24,9*
20
-
31,2
16,9
19,6
19,6
0,00167
29,1
21
26,5
18,1
19,6
19,6
0,000383
18,5
. 22
-
27,0
17,6
19,6
19,6
0,000765
17,5
. 23
0
29,2
18,0
19,6
19,6
0,00206
18,2
* Отмечается вал воды» появляющийся перед нефтяной оторочкой.
При экспериментировании с нефтяными оторочками попутно исследовали полноту вытеснения газа. Опыты проводились таким образом, что из одной и той же модели пласта газ вытеснялся водой и нефтью при четырех различных условиях (табл. 20). Благодаря этому удалось оценить качественное влияние, которое оказывают на остаточную газонасыщенность условия начального насыщения пласта и характер вытесняющего агента.
Максимального значения остаточная газонасыщенность (в табл. 20 приведены значения s3 к моменту прорыва жидкостей на линии отбора) достигла в опытах по вытеснению газа водой из газоводонасыщенных пластов. В этих же условиях она резко снижалась, если вытесняющим агентом служила нефть. При движении оторочек из нефти с повышенной вязкостью на их фронте, как отмечено ранее, формировался вал воды. Режим вытеснения газа в таких случаях был смешанным, и поэтому остаточная газонасыщенность s3 имела промежуточное значение, т. е. была больше, чем при непрерывном вытеснении нефтью, но меньше, чем при вытеснении водой.
Наиболее полно вытеснялся газ оторочками из пластов, содержавших погребенную нефть. Остаточная газонасыщенность в этих случаях была меньшей, чем при вытеснении газа водой, когда s= =0 и соблюдаются оптимальные значения и11№ [38].
Исходя из экспериментальных данных, можно утверждать, что при перемещении нефтяных оторочек по газонасыщенному пласту газоотдача будет более высокой, чем при заводнении газоконденсатной зоны, если р—const. Погребенная нефть влияет на этот процесс благоприятно,
Поскольку движение нефтяных оторочек в нефтегазоконденсатных пластах неизбежно, изучалось влияние на этот процесс неоднородности пластов.
Известно, что естественная неоднородность коллекторов — один из важнейших факторов, определяющих динамику и конечные результаты разработки нефтяных залежей. Гетерогенная дисперсия фронта вытеснения при заводнении; т. е. нерзвномерное движение воды по пропласткам и по площади залежи, неблагоприятно сказывается на коэффициентах охвата. От интенсивности этого процесса, который в определенной мере поддается регулированию, прямо зависят пластовые потери нефти.
При смещении нефтяной оторочки в газонасыщенную зону путем законтурного заводнения влияние неоднородности коллекторов будет проявляться более сложным образом, поскольку в этом случае гетерогенной дисперсии подвержены две границы нефти — водонефтяной и газонефтяной контакты. Вследствие неравномерности охвата пласта водой часть нефти в целиках может быть «блокирована», в результате чего произойдут дополнительные потери не в обводненной зоне залежи. С другой стороны, избирательное движение газонефтяного контакта предопределяет сокращение порового объема газовой шапки, с которым контактирует движущаяся оторочка, благодаря чему уменьшаются потери нефти на смачивание сухих песков.
Итак, гетерогенная дисперсия границ раздела нефти с газом и водой порождает две противоположные тенденции, и поэтому конечный результат при смещении оторочки (нефтеотдача) должен зависеть от интенсивности проявления каждой из них. Априорное утверждение о непременно отрицательном влиянии неоднородности пластов на нефтеотдачу смещенных оторочек в такой ситуации вы-
глядит неправомерным. Чтобы пояснить сказанное, обратимся к формуле нефтеотдачи [37].
В случае неоднородного пласта масштаб смещения
V—Q0i/Vo,
где 01 — коэффициент охвата газонасыщенной зоны нефтью. Потенциально подвижные запасы V"o определяют из уравнения
V/6=Voi02,
Здесь р2 — коэффициент охвата пласта заводнением. Нефтеотдача по отношению к Уо составит
а,=>02+(ро—рк)10ь(93)
Из общих соображений ясно, что в действительности могут быть условия, когда 01 >р2, Pi<02 и 01=02. Поэтому для двух залежей, отличающихся только тем, что для одной ,01=1 и 02=1, а для другой Pi^'p^l, вариант а>а' реализуется всегда при р0—рк>0. Если же ро—рк<0, то возможны ситуации:
^-(Р.-РкЦи.Х(94)
гЕ^7< — (р. — РкМ и «О'-(95)
Чтобы проиллюстрировать возможность последнего варианта, укажем, что равенство (95) выполняется, например, при вполне реальных условиях: ро—рк=0,15, 1=3; 02=О,5 и 01^0,8. Таким образом, несмотря на очевидную приближенность приведенного анализа, можно полагать, что неоднородность коллекторов неоднозначно влияет на нефтеотдачу смещенных оторочек.
Рассмотрим теперь задачу о смещении нефтяной оторочки в линейном пласте, представленном двумя изолированными пропластками с различной мощностью и проницаемостью. Будем считать рг=0, а вытеснение поршневым. На линии нагнетания задается постоянный темп закачки воды q при давлении в газовой шапке р=ро. В этом случае процесс описывается следующей системой уравнений:
'+(96)
А1J
М^-^^^х^^^-^Д,(97)
mAsK ^т^Ъ d£ = q.(98)
Здесь Лр—р—ро (р — давление на линии нагнетания); Ш\, т2— пористость; As=s—s0 (s— водонасыщенность за фронтом нефть— вода); хх и х2— координаты фронта продвижения воды; &в и Ла— относительные проницаемости для воды и нефти; рв и рн — вязкость воды и нефти; Ар=(рк—ро)/ (р*1—ро), р*— нефтенасыщен- Г26
ность в движущейся оторочке, /0 — начальный размер оторочки; hi и h2— мощность пропластка.
В дальнейшем для простоты будем полагать, что Api=Ap2 и mAsi=mAs2.
Приравнивая правые части уравнений (96) и (97), после интегрирования имеем:
где
Из уравнения (93) после интегрирования и подстановок получим
V~mbs [^+ h^* ^ “ Л. + Й, И ^^’Л. + Л, *(1°0)
Х1ф! = И/Х2ф2.
Совместное решение (99) и (100) позволяет определить Хх^ и х2(0- В частности:
- (В + BKR + 2AKR^ + Р £»( 1 + KR? + ^АК (Bg 4- BR^ 4- А^1птх
2A(l—KR*)*
где
vt
fl
(Ю2)(Ю2)Анализируя (101), отметим, что в общем случае вода в пропластке с повышенной проницаемостью (К1Ж2) движется неравномерно, поскольку
(Ю2)
(Ю2)
Из совместного рассмотрения уравнений (102) и (100) еле-
чует, что
5г- = 0 и-^т- = 0 при —
=Др,
(ЮЗ)
и ^-<0 при d£2dg2г [*и Л,
^Ар,
(Ю4)
d^11 rf^iПРП Ц|1 *а /
► Ар.
(Ю5)
Условия (103) и (104) могут выполняться только смещение оторочки всегда сопровождается потерями
при Др>0, нефти. Во
\У
где 6 —величина всегда положительная, неравная нулю при всех /о^=0.
всех случаях Др<0, т. е. при смещении оторочек с накоплением нефти для процесса характерно постепенное выравнивание координат фронта Xi и х2-
Наиболее неблагоприятен, с практической точки зрения, вариант (104), имеющий следствием гетерогенную неустойчивость. Этот случай соответствует вытеснению нефти повышенной вязкости при отсутствии или небольшом содержании в коллекторе погребенной нефти. Для подавления гетерогенной неустойчивости, как видно из (104), необходимо снизить подвижность закачиваемой воды.
Оценим теперь влияние ряда параметров системы на коэффициент охвата Ф к моменту продвижения воды по высокопроницаемому пропластку на расстояние L. Очевидно, что
(Юб)
Так как x\[L<_ 1,
<1Ф<1ФX2LX2L>о.>о.(Ю7)(Ю7)Следовательно, во всех случаях коэффициент охвата возрастает с увеличением относительной мощности высокопроницаемо'- го пропластка.Дифференцирование (106) по к после постановки в него решения (99) при xx=.L приводит к условию:при ApL—/о<От<°-(108)Следовательно, во всех случаях коэффициент охвата возрастает с увеличением относительной мощности высокопроницаемо'- го пропластка.Дифференцирование (106) по к после постановки в него решения (99) при xx=.L приводит к условию:при ApL—/о<От<°-(108)Это означает, что коэффициент охвата всегда снижается с увеличением отношения проницаемостей, если нефтяная оторочка сохраняется до момента X\—L.Аналогичным образом находим:Это означает, что коэффициент охвата всегда снижается с увеличением отношения проницаемостей, если нефтяная оторочка сохраняется до момента X\—L.Аналогичным образом находим:Ах*г 1 ।Bk -|- 2AL"АВ ~ 2Л "T^ Ув1^ + ^Ак (AL1 + ВЦ *Ах*г 1 ।Bk -|- 2AL"АВ ~ 2Л "T^ Ув1^ + ^Ак (AL1 + ВЦ *dx*i В "dA ~2А2dx*i В "dA ~2А2Bk + 2 ALК Вгкг + 4Ak (AL1 + ВЦ)'Bk + 2 ALК Вгкг + 4Ak (AL1 + ВЦ)'(ИО)(ИО)Легко убедиться, что при устойчивом вытеснении,Легко убедиться, что при устойчивом вытеснении,условии (105), коэффициент охвата снижаетсяусловии (105), коэффициент охвата снижаетсяс ростомс ростомт. е. при^1 и по-т. е. при^1 и по-вышается с увеличениемЭтораз указывает на возможность регулирования нения подвижности закачиваемой воды.вышается с увеличениемЭтораз указывает на возможность регулирования нения подвижности закачиваемой воды.обстоятельство ещеобстоятельство ещепроцесса путем изме-процесса путем изме-Представленная модель процесса смещения оторочек далеко не исчерпывает всего многообразия натурных условий. Пропласт-Представленная модель процесса смещения оторочек далеко не исчерпывает всего многообразия натурных условий. Пропласт-
<1Ф
<1Ф
X2
L
X2
L
>о.
>о.
(Ю7)
(Ю7)
Следовательно, во всех случаях коэффициент охвата возрастает с увеличением относительной мощности высокопроницаемо'- го пропластка.
Дифференцирование (106) по к после постановки в него решения (99) при xx=.L приводит к условию:
при ApL—/о<О
т<°-(108)
Следовательно, во всех случаях коэффициент охвата возрастает с увеличением относительной мощности высокопроницаемо'- го пропластка.
Дифференцирование (106) по к после постановки в него решения (99) при xx=.L приводит к условию:
при ApL—/о<О
т<°-(108)
Это означает, что коэффициент охвата всегда снижается с увеличением отношения проницаемостей, если нефтяная оторочка сохраняется до момента X\—L.
Аналогичным образом находим:
Это означает, что коэффициент охвата всегда снижается с увеличением отношения проницаемостей, если нефтяная оторочка сохраняется до момента X\—L.
Аналогичным образом находим:
Ах*г 1 ।Bk -|- 2AL
"АВ ~ 2Л "T^ Ув1^ + ^Ак (AL1 + ВЦ *
Ах*г 1 ।Bk -|- 2AL
"АВ ~ 2Л "T^ Ув1^ + ^Ак (AL1 + ВЦ *
dx*i В "dA ~2А2
dx*i В "dA ~2А2
Bk + 2 AL
К Вгкг + 4Ak (AL1 + ВЦ)'
Bk + 2 AL
К Вгкг + 4Ak (AL1 + ВЦ)'
(ИО)
(ИО)
Легко убедиться, что при устойчивом вытеснении,
Легко убедиться, что при устойчивом вытеснении,
условии (105), коэффициент охвата снижается
условии (105), коэффициент охвата снижается
с ростом
с ростом
т. е. при^1 и по-
т. е. при^1 и по-
вышается с увеличениемЭто
раз указывает на возможность регулирования нения подвижности закачиваемой воды.
вышается с увеличениемЭто
раз указывает на возможность регулирования нения подвижности закачиваемой воды.
обстоятельство еще
обстоятельство еще
процесса путем изме-
процесса путем изме-
Представленная модель процесса смещения оторочек далеко не исчерпывает всего многообразия натурных условий. Пропласт-
Представленная модель процесса смещения оторочек далеко не исчерпывает всего многообразия натурных условий. Пропласт-
ки продуктивных объектов могут обладать различной степенью связности — от совершенной до нулевой. В таком же диапазоне
может изменяться связность пропластков в пределах одного •объекта, причем не только монотонно, но и скачками (окна слияния).
Коллектора с различной проницаемостью и структурой могут иметь различную насыщенность погребенной нефтью, количество которой изменяется по высоте. Нефть в оторочке может отличаться по вязкости от погребенной. По этой причине при смещении оторочки будет непрерывно изменяться соотношение подвижностей
нефти и воды, что, как показано выше, оказывает существенное влияние на механизм вытеснения.
Наряду с объективными факторами, затрудняющими точное описание процесса, тому же препятствует слабая изученность трехфазных систем. В первую очередь это касается механизмов перетоков газа и жидкостей в неоднородных пластах, исследование которых предполагает использование метода физического моделирования.
Такие исследования были выполнены нами на моделях слои- стыхиластоьснулевойн-еееер- шенной связностью, а также на модели с прерывистой слоистостью. Моделями нефти служили смеси керосина с вазелиновым маслом.
„Рис.. J5&. jfa м^це^по -"гребенной нефти в выходящем потоке при различных скоростях вытеснения:1,3 — номера опытов„Рис.. J5&. jfa м^це^по -"гребенной нефти в выходящем потоке при различных скоростях вытеснения:1,3 — номера опытовМодель слоистого пласта с нулевой связностью между пропластками представляет собой набор из двух горизонтально расположенных стеклянных трубок длиной 50 см с равными поперечными сечениями (ф1=ф2), заполненных кварцевым песком. Проницаемости ^1=20 Д и А2=3,5 Д. Вход (линия нагнетания) у трубок был общим, отбор жидкостей из каждого пропластка осуществляли раздельно. Опыты проводились при атмосферном давлении и температуре 25°С. Методика предварительного насыщения модели и проведения опытов была аналогична описанной в [61].
„Рис.. J5&. jfa м^це^по -"
гребенной нефти в выходящем потоке при различных скоростях вытеснения:
1,3 — номера опытов
„Рис.. J5&. jfa м^це^по -"
гребенной нефти в выходящем потоке при различных скоростях вытеснения:
1,3 — номера опытов
Результаты опытов сведены в табл. 21. Они свидетельствуют о том, что в исследованном диапазоне условий наиболее сильное влияние на полноту извлечения нефти оказывает ее вязкость. Изменения прочих параметров вызывали относительно меньшие колебания среднего значения рк. Этот вывод согласуется с результатами теоретического исследования процесса. При вытеснении нефти с повышенной вязкостью развивалась гетерогенная неустой-
чивость, что подтверждается графиками Лр(т), представленными на рис. 52. Здесь т=1 соответствует времени прорыва воды на линию отбора.
В опытах № 1 и 2 после подачи воды в модель перепад давления (Ар) увеличивался с ускорением до момента прорыва воды на линию отбора. Напротив, при вытеснении нефти с повышенной вязкостью Ар непрерывно снижался по мере продвижения воды. Такой вид Ар(т) характерен для неустойчивых процессов.
Таблица 21
Результаты опытов на слоистой модели с нулевой связностью между пропластками
Номер оиыта
Начальная водона- сыщенность sB, %
Начальная нефте- насыщенность »<# %
Вязкость Ие, сП
Масштаб смещения X
Средняя скорость вытеснения нефти и, см/с
Средняя остаточная нефтенасы- щенность р. %
1
10,4*
15,7**
0*
10,3**
2
3
0,0022
17,6
2
10,0*
19,4**
7,9*
0**
2
3
0,0022
18,8
3
15,6*
20,5**
0*
0**
21
3
0,0014
29,6
4
13,5*
22,5**
0*
18,9**
21
3
0,0010
26,5
5
13,0*
26,3**
28,4*
31,0**
21
3
0,0015
31,4
6
13,7*
18,7**
28,0*
21
3
0,0049
29,7
* Пропласток 1—малопроницаемый.
*♦ Пропласток 2 —высокопроницаемый.
Вязкость нефти оказывала существенное влияние на динамику добычи жидкостей (рис. 53). В случае маловязких оторочек первой на линии отбора в малопроницаемом пропластке появлялась нефть. После его обводнения концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижалась, и прирост нефтеотдачи в водный период был относительно невелик. При ро=#О (опыт № 1) отмечено удлинение периода безводной добычи, но характер функции С(р/Й) остался прежним. В опытах с нефтью повышенной вязкости при ро—0 безводный период добычи вообще отсутствовал. Из пласта сразу выходила смесь жидкостей с невысокой концентрацией нефти. При ро=#О (опыт № 3) существовал период при С=100%, но отбор нефти из него составлял менее 50% от общего. Заметим, что функция C(p/Q) немонотонна.
В ходе опытов нри ро=О фиксировали положение фронтов нефти (X] и х2) в каждом пропластке; вторая граница оторочки была слабо различима. Результаты этих наблюдений представлены на рис. 54.
Теоретически при движении по газонасыщенному пласту однородной жидкости, закачиваемой с постоянной скоростью, Х]/х2= = Vк, т. е. x2(xi)—линейная функция, Выходящая из начала координат. Действительно, в период закачки нефти независимо от ее вязкости x2(xt) представляют собой прямые, однако наклон их неодинаков. Графики не выходят из начала координат, причем 130
сдвиг в сторону X] при цн=2 сП больше, чем при цн=21 сП. После вторжения в пласт воды графики х2(х!) претерпевают излом, и наклоны их несколько сближаются.
Объяснение этим фактам следует искать в области капиллярных эффектов, природа которых в трехфазных системах еще во многом не ясна. По-видимому, в каждом из пропластков помимо прилагаемых извне gradp действует gradpc(s, р), на величину
которых, помимо проницаемости, пористости и структуры пористых сред может влиять скорость фильтрации. При ро=О нефть,
Рис. 54. Относительное положение фронтов нефти в изолированных пропластках:1,3 — номера опытовРис. 54. Относительное положение фронтов нефти в изолированных пропластках:1,3 — номера опытоввторгающаяся в малопроницаемый пропласток, практически полностью затрачивается на смачивание пористой среды и поэтому неизвлекаема. Снижение объема ее, т. е. уменьшение наклона графика xs(xi) и сдвиг его в сторону X], благотворно влияет на общую нефтеотдачу. Так же обстоит дело и при ро^О, хотя в этом случае влияние малопро- ницаемого пропластка на нефтеотдачу становится заметным. Как бы то ни было, распределение движущейся нефти по пропласткам зависит от вязкости, причем уменьшениеположи-.
Рис. 54. Относительное положение фронтов нефти в изолированных пропластках:
1,3 — номера опытов
Рис. 54. Относительное положение фронтов нефти в изолированных пропластках:
1,3 — номера опытов
тельную роль.
Модель пласта с прерывистой Рис. 55 Взаимное расположение зон слоистостью представляет собой с различной проницаемостью набивку из кварцевого песка в корпусе из плексигласа. Доля малопроницаемых включений составляла 36% от объема пласта, ^1=20 Д, 62=3,5 Д (рис. 55). Методика экспериментов оставалась прежней. Результаты опытов сведены в табл. 22.
Таблица 22
Результаты опытов на модели пласта с прерывистой слоистостью
Номер опыта
Средняя начальная водо- насыщенность $в- %
Средняя начальная нефте- насыщенность
V %
Вязкость нефти р-н» СП
Масштаб смещения
Скорость вытеснения нефти ц, см/с
Средняя остаточная нефтенасыщен- ность р, %
1
22,9
0
2
3,3
0,0028
19,8
2
16,3
10
2
3,3
0,0158
17,9
3
23,7
9,9
2
3,3
0,0018
16, 1
&
21,2
0
21
3,3
0,0080
29,2
5
0
Q
7,9
3,3
0,0063
33,3
6
18,3
25,5
7,9
3,3
0,0028
32,9
20
15
7,9
3,3
0,0020
30,5
9*
131
Как видно, и в этом случае решающее влияние на полноту извлечения нефти оказывает вязкость. При небольшой вязкости нефти остаточная нефтенасыщенность несколько ниже значений, характерных для однородной пористой среды. Напротив, смещение оторочек из нефти повышенной вязкости сопровождалось заметно большими потерями ее в пласте.
Визуальными наблюдениями за границами оторочек было установлено, что для механизма вытеснения характерны две тенденции: 1) обегание жидкостями малопроницаемых включений и 2) капиллярная дисперсия оторочки. Нефть при подходе к малопроницаемому включению начинает впитываться в него, вытесняя газ. Этому способствуют и внешние градиенты давления, но первоначально превалирует капиллярная пропитка. Постепенно пропитка затормаживается, и нефть начинает обегать малопроницаемое включение. Вода ведет себя аналогичным образом, т. е. проявляет тенденции к пропитке малопроницаемого включения и к обеганию его.
Введем для удобства описания механизма вытеснения параметры, характеризующие капиллярную дисперсию: Dx — интенсивность впитывания нефти в малопроницаемые включения и D2— интенсивность капиллярного вытеснения из них нефти водой. Оба этих параметра зависят от вязкости нефти, но на DY изменение цн влияет слабее, чем на D2. Поэтому при цп=2 сП DX<D2, а при рн=8—20 сП, наоборот, D\>D2.
Коэффициент охвата пласта водой при |iH—2 сП по этой причине был выше, чем коэффициент охвата его нефтью, что ведет к сокращению потерь нефти за счет уменьшения фактической величины масштаба смещения к.
При повышенной ц„ (8—20 сП) превалировала тенденция к обходу водой малопроницаемых включений, в которых оставались целики нефти. За счет этого и общие потери ее были выше, чем в однородном пласте.
Заметим, что факт капиллярного впитывания нефти в малопроницаемые включения нетривиален. Начальная водонасыщен- ность блоков из-за концевых эффектов заведомо превышала величину, определяемую /?2(s)=0. Это означает, что вода в них находилась в частично связанном состоянии. Тем не менее углеводородная фаза (менее смачивающая) при контакте с малопроницаемой линзой оказывалась способной организовать в порах систему вогнутых менисков, т. е. смочить породу.
Динамика добычи жидкостей при ро—0 для нефтей с различной вязкостью показана на рис. 56. Функция C(<7/Q) для ин= =2 сП имеет такой же вид, как при движении оторочки по пласту с нулевой связностью между пропластками. При цп=21 сП первой на линии отбора появилась вода, и в течение довольно длительного периода С=0. Затем в добываемой продукции появилась нефть, концентрация которой повышалась, достигала максимума и стала снижаться. Наличие периода С=0, очевидно, связано с повышением значения X в экспериментах этой серии.
При ро¥=О и повышенной вязкости нефти (опыты № 6 и 7) на графиках C(qjti') отмечаются начальные участки С=100%. Однако улучшения полноты извлечения нефти не происходит. После прорыва воды на фоне общего снижения отмечаются колебания C^q]^ с образованием локализованных максимумов.
Графики Др(т) в опытах с нефтями повышенной вязкости имеют вид, характерный для неустойчивых процессов (рис. 57). По мере продвижения воды темп роста Др снижается, а затем начинает падать и абсолютное его значение. При смещении маловязкой оторочки поступление в пласт воды ведет к росту общих фильтрационных сопротивлений, что вызывает, ускоренное повышение Др. '
Рис. 56. Динамика добычи нефти из модели с прерывистой слоистостью. Обозначения те же, что и на рис. 50Рис. 56. Динамика добычи нефти из модели с прерывистой слоистостью. Обозначения те же, что и на рис. 50Рис. 57. Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели с прерывистой слоистостью:/, 4 — номера опытовРис. 57. Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели с прерывистой слоистостью:/, 4 — номера опытов
Рис. 56. Динамика добычи нефти из модели с прерывистой слоистостью. Обозначения те же, что и на рис. 50
Рис. 56. Динамика добычи нефти из модели с прерывистой слоистостью. Обозначения те же, что и на рис. 50
Рис. 57. Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели с прерывистой слоистостью:
/, 4 — номера опытов
Рис. 57. Изменение фильтрационных сопротивлений при движении оторочек в модели с прерывистой слоистостью:
/, 4 — номера опытов
Слоистая модель с совершенной связностью между пропластками представляла собой набивку кварцевого песка в корпусе из плексигласа размерами 215X100X18 мм. Слои имели равную мощность, /<;=20 Д, /г2=1 Д. Методика проведения экспериментов оставалась прежней, за тем! исключением, что модель располагали вертикально и подавали жидкости через нижний ее торец. Исходные условия и результаты опытов сведены в табл. 23.
Динамика добычи жидкостей и конечные результаты смещения оторочек в общем хорошо согласуются с изложенными выше сведениями о процессе. Следует обратить внимание только на тот факт, что увеличение отношения kijk^ способствовало сокращению пластовых потерь нефти. С ростом этого параметра усиливается тенденция к обеганию малопроницаемого пропластка обеими жидкостями. Вследствие этого снижаются оба коэффициента охвата 0] и 02. В пропласток 2 вторгается меньше подвижной неф-
ти, но в то же время в процессе принимает участие меньшая часть погребенной нефти. В ситуациях, когда значение р0 невелико, т. е. смещение оторочки сопровождается потерями нефти, превалирующее значение имеет образование целиков в малопроницаемых элементах пласта, и поэтому усиление диспропорции распределения нефти между пропластками с ростом k\lk2 играет положительную роль. Особенно отчетливо эта закономерность прослеживается при повышенной вязкости нефти (опыты № 5 и 6). При ро=О средняя остаточная нефтенасыщенность оказалась заметно меньшей. Таким образом, в условиях неоднородных пластов необходимо искать пути регулирования неустойчивого продвижения нефтяных оторочек.
Результаты опытов по стабилизации движения оторочекРезультаты опытов по стабилизации движения оторочекТаблица 23
Результаты опытов по стабилизации движения оторочек
Результаты опытов по стабилизации движения оторочек
Результаты опытов на слоистой модели с совершенной связностью между пропластками
Номер опыта
Средняя начальная водо- насыщенность SB. %
Средняя начальная нефтенасыщенность SH. %
Вязкость нефти |*н, сП
Масштаб смещения X
Скорость вытеснения нефти и, см/с
Средняя остаточная нефтенасыщенность ?. %
1
33,8
0
7,9
1,3
0,0034
19,2
2
34,0
3,5
7,9
2,7
0,0015
16,5
3
39,4
0
21
3,1
——
27,0*
4
29,0
14,0
21
2,7
0,0015
28,5
5
33,6
0
21
2,8
0,0025
22,4
6
33
10,5
21
2,8
0.Q025
29,4
* Опыт проводился при перепаде давления 0,3 кгс/см’ на I м.
S
Модель
Вытесняющий агент
I 1
£ R о
oSS
Z ад 5^
§ ” § о Sg
к
^
3
as
5 к
g |
5§| ex* £ О я я
1
Прерывистая, слоистая
Вода
29
15
7,9
3,3
0,0020
30,5
2
Прерывистая. слоистая
0.025%-ный ПАА
19,9
0
7,9
3,3
0,0017
20,3
3
Слоистая
Вода
29
14
21
2,8
0,0015
28,5
4
Слоистая
0,25-ный ПАА
30
17,5
21
2,8
0,0015
19,5
5
Слоистая
Вода
33
10,5
21
2,8
0,0025
29,4
6
Слоистая
0,05%-ный ПАА
30,5
10,5
21
2,8
0,0025
17,5
Таблица 24
Примечание. Средняя остаточная нефтенасыщенность определена к моменту отбора жидкости в одном объеме пор модели.
Теоретический анализ процесса и визуальные наблюдения за движением оторочек в опытах давали основание полагать, что для стабилизации водонефтяного контакта следует повысить вязкость нагнетаемой воды. Это было проведено экспериментально на моделях с прерывистой слоистостью и с совершенной связностью между пропластками. Для загущения воды использовали частично гидролизованный полиакриламид (ПАА) «Пушер-500». Остаточная вода и основа загущенного вытесняющего агента представляла собой 0,1%-ный раствор КС1.
Рис. 58. Графики зависимости перепада Рис. 59. Влияние загущения воды давления на длине модели Др от безраз-,на пдоцесс извлечения нефти мерного времени Т5, 6 — номера опытов
Условия проведения и результаты опытов представлены в табл. 24. Добавки к воде ПАА, как видно, существенно увеличивали полноту извлечения нефти. Средняя остаточная нефтена- сыщенность приближалась к значениям, характерным для оторочек с Цн=2 сП. Наилучший результат был достигнут в опыте № 6, где в качестве вытесняющего агента использовали 0,05%-ный раствор «Пушер-500».
О резком изменении характера вытеснения нефтей с повышенной вязкостью свидетельствуют графики Др(т), представленные на рис. 58. После подачи в модель полимерного раствора перепад давления резко возрос и более чум в 2 раза превышал стабилизированное значение ^p в опыте № 5. Более крутое повышение Др в период закачки ПАА до т=1, чем при вводе в пласт нефти, свидетельствует о том, что эффективная вязкость раствора превышала вязкость нефти.
Стабилизация водонефтяного контакта благотворно повлияла на динамику отбора жидкостей (рис. 59). Исходные условия опытов № 5 и № 6 были практически одинаковыми. Однако графики С(р/П) оказались резко различными. В опыте № 5 первой достигла линии отбора вода, затем в ней появилась нефть, концентрация которой постепенно возросла примерно до 35% и затем нача-
ла снижаться. В опыте с полимерным раствором существовал начальный участок С=100%, после чего из пласта извлекалась смесь жидкостей.
В обоих экспериментах наблюдалось немонотонное изменение содержания нефти в продукции в период отбора смеси. Вообще колебания концентрации в водный период добычи наблюдались во всех случаях вытеснения оторочек повышенной вязкости. Колебания наблюдались и у перепада давления kp. Возможная причина этих эффектов — расслоение потока жидкостей.
Обобщая результаты исследований, следует отметить тот факт, что в диапазоне исследованных условий вторжение маловязкой нефти (2 сП) в малопроницаемые элементы пластов не наносило значительного ущерба нефтеотдаче. Тенденция к обходу их жидкостями, т. е. уменьшение эффективного масштаба смещения X, в общем благоприятствовала полноте вытеснения нефти. Вследствие этого средняя остаточная нефтенасыщенность пластов была несколько ниже рк, характерной для использовавшихся пористых сред. Негативное влияние неоднородности пластов проявляется в относительном сокращении периода безводной добычи нефти.
Движение оторочек из нефти повышенной вязкости, проталкиваемых водой, характеризуется неустойчивостью, вызываемой неблагоприятным отношением подвижностей фаз. Вода обходит малопроницаемые элементы пласта, пропитанные нефтью, оставляя в них целики.
Снижение подвижности вытесняющего агента благотворно влияет на динамику и конечные показатели смещения оторочек. Использование с этой целью ПАА «Пушер-500» подтвердило эффективность стабилизации процесса.
ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ОТОРОЧЕК ПРИ ГАЗОНАПОРНОМРЕЖИМЕ
Опыты проводили на установке высокого давления (см. рис. 48).' Модель пласта (набивка из кварцевого песка в смеси с марша- литом проницаемостью 1,5 Д и пористостью 0,306) устанавливали вертикально и создавали в ней остаточную воду (зо=О,31) и погребенную «нефть» (трансформаторное масло с вязкостью 19,6 сП). Насыщенность последней составляла 16—18% от объема пор. Затем пласт заполняли азотом до давления 200 кгс/см2 и при р—const вводили через нижнюю часть модели порцию «нефти» (того же трансформаторного масла).
Введенная нефть с частью погребенной образовывала нефтяную оторочку, над которой располагалась газовая шапка. После завершения этого процесса верхнюю линию отбора газа перекрывали, так что пласт представлял замкнутую трехфазную систему с определенным запасом упругой энергии сжатого газа.
В ходе эксперимента из модели пласта снизу отбирали порциями жидкости и газ, создавая по длине колонны перепады давления порядка 2 кгс/см2. После периода отбора модель оставляли
в покое до выравнивания давления. На каждой ступени истощения фиксировали объемы добытой жидкости и газа, а также пластовое давление. Заканчивали опыт при снижении абсолютного давления до 1 кгс/см2.
Рлс—60—Кривые, построенные, по данным опыта при вытеснении нефти газомРлс—60—Кривые, построенные, по данным опыта при вытеснении нефти газомОбъем нефтяной оторочки Ун и объем газа в свободном состоянии Уг, который он занимал в пласте при начальном давлении, рассчитывали с использованием экспериментальных данных о вытеснении погребенной нефти и газа, которые приведены выше. Отношение Ун/ Vr при фиксированном рй характеризует удельные запасы пластовой энергии (сжатого газа) и поэтому является основным параметром, определяющим характер истощения за-, лежи. Понятно, что в такой постановке моделирование натурных условий было нестрогим. В частности, в природных услови. ях наряду с режимом газовой шапки действует режим растворенного газа. В экспериментах функцию последнего выполнял расширяющийся защемленный газ. Такое различие, на первый взгляд, представляется недопустимым. Однако указанная замена режимов находит оправдание. Газонапорные режимы вытес- ПЕПШЯчгефти вообщеимёют много общего, что обусловливается резким различием вязкостей вытес
Рлс—60—Кривые, построенные, по данным опыта при вытеснении нефти газом
Рлс—60—Кривые, построенные, по данным опыта при вытеснении нефти газом
няемой и вытесняющей фаз. Защемленный газ при расширении приобретает заметную подвижность только при достижении некоторой насыщенности, превышающей насыщенность защемления. До этого момента он, расширяясь, вытесняет жидкость, подобно тому как это происходит при разгазировании жидкостей. Наконец, запас упругой энергии защемленного газа небольшой по сравнению с энергией газовой шапки. Такое же подчиненное значение обычно имеет и режим растворенного газа в натурных условиях.
По мере снижения давления ^р=рй—р) в одном из опытов (рис. 60) процесс истощения пласта претерпевает резкое качественное изменение. Вначале из пласта извлекается нефть с небольшим количеством газа, соответствующим его растворимости Г. Затем на линию отбора прорывается газ из газовой шапки, и газовый фактор (Г/Го) начинает резко возрастать. Точно так же изменяется отношение скоростей фильтрации фаз в пластовых условиях (Гр). Поверхностный газовый фактор (отношение массовых расходов газа и жидкости) растет не беспредельно и, достигнув максимума, начинает снижаться. Величина Гр в пластовых условиях в этот период продолжает нарастать с еще большим ускорением.
Текущий коэффициент нефтеотдачи а поначалу линейно увеличивается с ростом 6р/ро, но после прорыва газа замедляется до момента др/ро^О,8. В диапазоне низких пластовых давлений затухание отборов нефти сменяется периодом их заметного увеличения, что отражается на виде кривой а(6р/ро). Объяснение этому эффекту может быть дано в рамках теории относительных про- ницаемостей [148]. В диапазоне 6р / ро=О,8—1 при постоянном темпе снижения давления резко возрастает объемный расход газа через нефтенасыщенную зону, что и приводит к более эффектив
ному вытеснению нефти в расчетеному вытеснению нефти в расчете* на единицу массы извлекаемого га
ному вытеснению нефти в расчете
ному вытеснению нефти в расчете
0,50,40,50,4за. При полном истощении пластовой энергии коэффициент нефтеотдачи составлял 42—47%.
0,5
0,4
0,5
0,4
0,50,10,50,1Сопоставление динамики пластовых газовых факторов в экспери-
0,5
0,1
0,5
0,1
azttot^it М6НТах С Ра^ичными VH/Vr пока- зано на рис. 61. Как видно, отноше- Рис. 61. Влияние отношения ис- ние скоростей фильтрации фаз ходных объемов нефтяной и га- в пласте зависит от относительного зовой зон на газовый фактор размера оторочки. На одинаковых
стадиях истощения Гр был тем
выше, чем меньший размер имела оторочка. Соответственно этому снижалась и нефтеотдача.
Парадоксальный, на первый взгляд, вывод о снижении эффективности вытеснения нефти с ростом удельных запасов энергии сжатого газа имеет четкий физический смысл. В экспериментах на результаты вытеснения значительное влияние оказывал капиллярный концевой эффект. Чем короче оторочка, тем значительнее он проявлялся. В натуре нефть аналогичным образом может удерживаться на границах неоднородностей. Но при Др/Дрс}>1 влияние граничных эффектов оказывается несущественным, и поэтому зависимость нефтеотдачи от VH/Vr может оказаться^диаметрально противоположной.
При интерпретации результатов экспериментов, хотя модельные процессы в общем соответствовали представлениям о вязкостной неустойчивости, возникает некоторая неопределенность в истолковании динамики вытеснения в связи с тем, что периоды отбора жидкостей при явном нарушении условия устойчивости газонефтяного контакта чередовались с периодами остановок, когда Др=0. По этой причине, а также из-за непостоянства Др проявления вязкостной неустойчивости осложнялись побочными эффектами, оценить количественно которые было невозможно.
Чтобы исследовать вязкостную неустойчивость, а заодно проверить влияние на вытеснение смачиваемости коллектора вытесняемой фазой при прочих равных условиях, были поставлены дополнительные эксперименты. Модель пласта представляла собой набивку из смеси кварцевого песка с маршаллитом в пластмассовой трубе длиной 140 см и диаметром 4 см. Пористость коллекто- 138
ра равнялась 0,32, проницаемость — 0,5 Д. Модель располагали строго горизонтально, насыщали ее жидкостями и продувами азотом (непрерывно), поддерживая Ap=const. Давление на линии отбора было равным атмосферному.
Исходное состояние модели соответствовало двум условиям:
начальная газонасыщенность оо=0, начальная водонасы- щенность So соответствует &B(so)—0 в системе нефть — вода;
начальная газонасыщенность Оо=0, начальная нефтенасы- щенность ро соответствует йн(ро)=О. Иными словами, в одном
случае газ вытеснял нефть из пласта, содержащего остаточную воду, а в другом — воду из пласта, содержащего остаточную нефть.
Динамика отборов в этих экспериментах иллюстрируется рис. 62 Как видно, для процесса характерны быстрый прорыв газа на линии отбора и непрерывное нарастание газового фактора после этого. Отборы жидкости 'при фиксированных значениях газового фактора были несколько ниже, чем в опытах с нефтяными оторочками. Влияние качества вытесняемой фазы( вода или углеводородная жидкость) не ощущалось. Экспериментальные точки для различных исходных состояний системы сТдрошёй точностью легли на одну кривую. Эти результаты, как и полученные в опытах с оторочками, свидетельствуют о том, что важнейшим фактором, опреде-
Рис. 62. Кривая продувки горизонтально расположенной модели:1 — $0=0,82; 2 — So=O,35; 3 — $о=О,34Рис. 62. Кривая продувки горизонтально расположенной модели:1 — $0=0,82; 2 — So=O,35; 3 — $о=О,34ляющим динамику вытеснения жид
Рис. 62. Кривая продувки горизонтально расположенной модели:
1 — $0=0,82; 2 — So=O,35; 3 — $о=О,34
Рис. 62. Кривая продувки горизонтально расположенной модели:
1 — $0=0,82; 2 — So=O,35; 3 — $о=О,34
костей газом, является неустойчивость фронта, возникающая из-за резкого различия фаз по вязкости. Качество (свойства) жидкостей
при перепадах давления, намного превышающих гравитационные эффекты (Ар/уА/г» 1), имеет второстепенное значение.
Однако на механизм вытеснения жидкости газом при небольших перепадах давления влияние гравитации и концевых капиллярных эффектов оказывается существенным. Поэтому было проведено специальное исследование.
При вытеснении жидкости газом, когда ц+/р.-<С1, в горизонтальном пласте возникают условия для развития вязкостной неустойчивости фронта, практически не зависящие от скорости вытеснения. В наклонном пласте стабилизирующее влияние, однако, могут оказывать гравитационные силы, поскольку Apg в этом случае достаточно велико, т. е. существен потенциал сегрегации фаз. Это означает, что при определенном соотношении Ар/Ар^, которое зависит от & (s) и p+/|.i^, можно добиться равномерного
движения контакта газ — жидкость, таким образом, чтобы полнота вытеснения жидкости определялась пределом &T(s*) =0.
Рис. 63. Схема проведения опытов по изучению эффекта гравитационной сегрегации фазРис. 63. Схема проведения опытов по изучению эффекта гравитационной сегрегации фазГравитационный сток жидкости в однородных и неоднородных пластах изучен достаточно полно, поскольку такой процесс используют для построения кривых капиллярного давления. Однако в большинстве своем исследования проводились при р=const и однонаправленном движении жидкости и газа. При изучении противотока было выяснено, что процесс сегрегации протекает значительно медленнее, чем предсказывается теорией без учета
Рис. 63. Схема проведения опытов по изучению эффекта гравитационной сегрегации фаз
Рис. 63. Схема проведения опытов по изучению эффекта гравитационной сегрегации фаз
производили из нижнего торца, поддерживая Ap=const по длине модели. В процессе опыта измеряли количество вытесняемой воды и-давление в газовой шапке и на линии отбора, а также регистрировали изменение насыщенности в 11 сечениях пласта.
Механизм вытеснения, как выяснилось, существенно зависит от динамических условий, определяемых параметрами \pjyh и Ар/Арс- Если Ар/уй>1 и Ар/Арс>1, наблюдается быстрый прорыв газа на линию отбора, после чего насыщенность пласта изменяется таким образом, что ее распределение по длине s(g) оста-
d'
Рис. 64. Распределение насыщенности по длине пласта при различных динамических условиях вытеснения
ется практически равномерным. При усилении гравитационного эффекта (\plyh-—>1) распределение s(g) становится неравномерным, но если сохраняется Др/Арс>1, то вид s(g), за исключением мелких деталей, остается постоянным во времени (рис. 64). Усиление роли капиллярных сил при Др/Дрс—>-1 ведет к тому, что на динамику процесса и распределение все более существенное влияние оказывает концевой эффект. При Xp(yh>\ и Др/Лрс<1 значение последнего становится превалирующим. В области пласта, прилегающего к линии отбора, водонасыщен- ность после прорыва газа практически не изменяется и остается близкой к 100%.
Естественно, что эффективность вытеснения тоже зависит от динамических условий. На рис. 65 и 66 показаны результаты опытов на моделях 1 и 2. По оси ординат здесь отложена степень снижения давления в напорной емкости 6ре/ро, которую можно
omSop жидкостиomSop жидкостиРис. 65. Динамика отборов жидкости из модели 1:Z — Др/уЛ-3,0; Ар/Дрс —1,0; 2 — Др/у/г™ 10,2; Ар/Дрс- = 3,4; 3 — Др/у/е - 6,3; Др/Дрс - 2,1; 4 — Др/у/1 - 1,7; Др/Дрс=0,55; 5 — Др/у/1-3,0; Др/Дрс-4,9; 6 — kpjyh- = 0,67; Др/Дрс = 0,41; 7 — Др/у/1 = оо; Ар/Дрс = 4,9Рис. 65. Динамика отборов жидкости из модели 1:Z — Др/уЛ-3,0; Ар/Дрс —1,0; 2 — Др/у/г™ 10,2; Ар/Дрс- = 3,4; 3 — Др/у/е - 6,3; Др/Дрс - 2,1; 4 — Др/у/1 - 1,7; Др/Дрс=0,55; 5 — Др/у/1-3,0; Др/Дрс-4,9; 6 — kpjyh- = 0,67; Др/Дрс = 0,41; 7 — Др/у/1 = оо; Ар/Дрс = 4,9Отбор жидкостиОтбор жидкости
omSop жидкости
omSop жидкости
Рис. 65. Динамика отборов жидкости из модели 1:
Z — Др/уЛ-3,0; Ар/Дрс —1,0; 2 — Др/у/г™ 10,2; Ар/Дрс- = 3,4; 3 — Др/у/е - 6,3; Др/Дрс - 2,1; 4 — Др/у/1 - 1,7; Др/Дрс=0,55; 5 — Др/у/1-3,0; Др/Дрс-4,9; 6 — kpjyh- = 0,67; Др/Дрс = 0,41; 7 — Др/у/1 = оо; Ар/Дрс = 4,9
Рис. 65. Динамика отборов жидкости из модели 1:
Z — Др/уЛ-3,0; Ар/Дрс —1,0; 2 — Др/у/г™ 10,2; Ар/Дрс- = 3,4; 3 — Др/у/е - 6,3; Др/Дрс - 2,1; 4 — Др/у/1 - 1,7; Др/Дрс=0,55; 5 — Др/у/1-3,0; Др/Дрс-4,9; 6 — kpjyh- = 0,67; Др/Дрс = 0,41; 7 — Др/у/1 = оо; Ар/Дрс = 4,9
Отбор жидкости
Отбор жидкости
Рис. 66. Динамика отборов жидкости из модели 2:
/ — Др/у/1-6,0; Др/Дрс = 6,9; 2—Др/уЛ-3,8; Ар,'Дрс = =0,8; 3 —Др/yh -1,1; i^pl&p,. = 1,2; 4 — ^plyh = 1,8; Др/Дрс-2,1; 5 — Др/у/1-2,4; Др/Дрс-2,8
Рис. 67. Влияние динамических условий вытеснения на отношение подвижности фазРис. 67. Влияние динамических условий вытеснения на отношение подвижности фазУеД (*Ре)лР*УеД (*Ре)лР*МгМг
Рис. 67. Влияние динамических условий вытеснения на отношение подвижности фаз
Рис. 67. Влияние динамических условий вытеснения на отношение подвижности фаз
УеД (*Ре)
лР*
УеД (*Ре)
лР*
Мг
Мг
интерпретировать как расход энергии газовой шапки на добычу жидкости. При гравитационно стабилизированном вытеснении энергетические затраты минимальны, причем удельный расход энергии не зависит от степени истощения пласта. Если Др/у/г>1, а Др/Дрс<1, условия вытеснения жидкости наименее благоприят
ны, из-за чего расход энергии максимален.
В широком диапазоне условий при Др/Дрс>1 и &plyh>\ экспериментальные точки объединяются одной кривой. Это озна
чает, что в основном процесс истощения пласта происходит вследствие неустойчивости контакта газ — вода. Собственно фронта вытеснения при &pjyh>\ не существует. Газ пронизывает столб
жидкости по отдельным (очевидно, наиболее крупным) поровым каналам, поддержанию связности которых способствует непрерывное снижение давления.
С увеличением ^p/yh в пласте, с одной стороны, уменьшается влияние гравитационного стока, что должно вести к повышенному расходу энергии газовой шапки, а с другой — увеличение Др при каждом фиксировании значения 6ре/Ро предопределяет увеличение среднейобъемной скорости фильтрации газа через пласт. При условии постоянства структуры потока, т. е. и относительных проницаемостей фаз, это должно сопровождать-
ся эквивалентным приростом расхода жидкости. Однако влияние Nplyh на эффективность вытеснения в диапазоне 1<Др/у/г^оо и Др/Дрс>1 обнаружено не было.
Следует отметить, что в условиях экспериментов эффект расширения газа оказался слабее, чем можно было ожидать. Обра
тимся в связи с этим к графикам, построенным по результатам серии экспериментов на модели 1 при kpjyh>i и ^p|^pc>\ (рис. 67). .
По оси ординат здесь отложены значения Г=Дрг/Дрв, где qT — приведенный отбор газа, а Дрв— приведенный отбор воды за определенный интервал времени.
где Ее — объем напорной емкости; р —-текущее давление на линии отбора. Таким образом, значение Г — отношение объемных скоростей фильтрации газа и воды на линии отбора.
Из рис. 67 видно, что при каждом фиксированном значении средней водонасыщенности пласта s величина Г возрастает с увеличением Др/ро- Зависимость относительной подвижности фаз от этого параметра указывает на изменение структуры потока. При значительных перепадах давления увеличивается относительная проницаемость пласта для газа. Причина тому, по-видимому, повышенная устойчивость связной системы газонасыщенных поровых каналов, капиллярная дисперсия которых подавляется вследствие высоких grad р. Поэтому прирост дебита жидкости за счет расширения газа невелик и он лишь компенсирует долю энергии, которую при больших значениях Др не удается использовать за - счет относительного снижения гравитационного стока,
Таким образом, при Др/у/г>1 и Др/Дрс>1 наблюдается авторегулирование процесса. Противодействующие силу влияют друг на друга таким образом, что текущий коэффициент извлечения жидкости зависит только от степени снижения давления в газовой шапке. Заметим, что конечный коэффициент отдачи а* зависит от Др, поскольку поддержание Ap=const ограничено достижением .предельного давления р* на линии отбора. Очевидно, что предельное значение бр*е=р0—Др—р*. Поэтому чем больше Др, тем меньше 6ре и ниже а*.
Автомодельность процесса при Др/у/г>1 и Др/Дрс>1 позволяет переносить при технологических расчетах полученные количественные результаты на натуру. Сводятся они к следующему. Нарушение устойчивости газонефтяного контакта сопровождается ростом удельного расхода энергии газовой шапки на добычу жидкости. Регулирование процесса путем уменьшения темпов отбора при сохранении Apj^h>l неэффективно. Сокращение мощности нефтяного слоя при гравитационно стабилизированном вытеснении требует эквивалентного снижения Др. Кроме того, в гидрофобных коллекторах следует избегать режима разработки, при котором Др/уй>1, а Др/Дрс<1, иначе на границе слоев (малопроницаемый— высокопроницаемый) будет задерживаться повышенное количество нефти..
При смещении нефтяных оторочек свободный газ существенно влияет на механизм вытеснения нефти водой.
Процесс вытеснения нефти водой из пластов, содержащих газ в свободном состоянии, относится к числу наиболее обстоятельно исследованных в трехфазных системах. Однако известные на этот счет данные позволяют качественно оценить влияние отдельных параметров (например, величины газонасыщенности) на' процесс заводнения натурных объектов. Использование эмпирических зависимостей, полученных для некоторых частных условий вытеснения и состояния пласта, а также обобщенных законов течения может привести к существенным погрешностям при расчете показателей заводнения конкретных залежей.
Для достоверности прогнозных показателей разработки залежи целесообразно вести проектирование на основе результатов физического моделирования объектов с учетом их конкретных осо- 144'
бенностей. Необходимость таких исследований возникла при корректировании проекта барьерного заводнения залежи Д21Уб месторождения Восточные Суслы Саратовской области [11], где вследствие неравномерного опускания газонефтяного контакта произошло локальное загазовывание нефтяной оторочки.
Из общих представлений о процессе было ясно, что появление свободного газа способствует увеличению фильтрационных сопротивлений и поэтому закачиваемая вода будет стремиться обойти загазованные участки.
Рис. 68. Схема вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа./ — насос НЖР; 2—баллон с азотом; 3— редуктор; 4—модель пласта; 5 — сепаратор; 6 — газовые часыРис. 68. Схема вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа./ — насос НЖР; 2—баллон с азотом; 3— редуктор; 4—модель пласта; 5 — сепаратор; 6 — газовые часыЗа модель пласта приняли колонну длиной /=140,5 см и диаметром 4 см, заполненную смесью кварцевого песка, близкой по фракционному составу к составу коллекторов пласта Д21Уб. Пористость ее составляла 0,32, проницаемость по газу ^= —0,5 Д. Опытами на кернах, выполненными в период составления проекта разработки [11], было установлено, что показатели вытеснения натуральной нефти газом и водой с хорошей точностью воспроизводятся при замене ее изовис- козной углеводородной жидкостью . Поэтому в экспериментах на модели пласта вме- стб'наГуральтГбЙнефти использовали-гмесь неполярного керосина с вазелиновым маслом, имевшую вязкость 1,6 сП при температуре ЗОД^С. Вода, предназначенная для создания остаточной водона- сыщенности в пласте и в качестве вытесняющего агента, представляла собой насыщенный раствор CaSO«, газовую фазу — азот. Опыты проводились при постоянной температуре 30,5°С и атмосферном давлении.
Рис. 68. Схема вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа.
/ — насос НЖР; 2—баллон с азотом; 3— редуктор; 4—модель пласта; 5 — сепаратор; 6 — газовые часы
Рис. 68. Схема вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа.
/ — насос НЖР; 2—баллон с азотом; 3— редуктор; 4—модель пласта; 5 — сепаратор; 6 — газовые часы
Скорость вытеснения и была выбрана, исходя из требований подобия I 1= ^4 I (здесь а — смачиваемость породы)-
I о V к |мод I о V к |нат
В экспериментах она составляла •—0,002 см/с, что для условий пласта Д21Уб соответствует движению контакта нефти с закачиваемой водой со скоростью 3—5 м/год (по вертикали).
Схема экспериментальной установки показана на рис. 68. При подготовке к эксперименту модель пласта 4 насыщали под вакуумом на 100% водой и при стационарном режиме течения определяли ее проницаемость. Затем с помощью насоса / типа НЖР через модель прокачивали нефть для оттеснения части воды и образования остаточной водонасыщенности. Темп прокачки задавали таким образом, чтобы перепад давления по длине модели пласта в этом процессе был заведомо большим, чем в последующем опыте. После прекращения выноса воды в капельном состоянии модель оставляли в покое на 10—12 часов для выравнивания
насыщенности по длине. Для контроля за водонасыщенностью использовали электрометрический метод.
Результаты экспериментов приведены в табл. 25. В опыте 12ф провели заводнение пласта, не содержащего свободного газа (рис. 69,а). К моменту прорыва воды на линию отбора было извлечено около 62% от начальных запасов нефти. После появления
Рис. 69. Результаты экспериментов по вытеснению нефти водой, содержащей газ
воды обводненность добываемой жидкости быстро нарастала, и к моменту закачки —0,55 объема пор отборы нефти снизились практически до 0. Конечная нефтеотдача достигла 70,8%.
После окончания этого опыта модель продули азотом. При этом было извлечено 109 см3 жидкости, из них 105 см3 воды. Таким
Таблица 25
Результаты экспериментов по вытеснению нефти водой из пористой среды, содержащей газ
Номер
опыта
Начальная насыщенность, %
Скорость вытеснения, см/с
Остаточная насыщенность, '%
Нефтеотдача**, %
*1
водой
нефтью
газом
нефтью
газом*
общая
при заводнении
1 2ф
40
60
0
0,0025
17,5
0
70,8
70,8
0,40
1 зф
65
17 .
18
0,0018
14,8
4,4
13,0
—
0,25
о ♦♦*
^зф
33
64
3
0,0021
21,0
2,2
64,5
71,1
0,29
$зф
34
44
22
0,0022
16,5
3,8
41,7
75
0,25
^зф
36
55
9
0,0023
15,3
2,5
62,0
76
0,28
*—остаточная газонасьяце^о^ть при среднем пластовом давлений; **—вычислена по отноше- вню к начальным запасам нефти до продувки пласта: *•*—-опыт прекращен вскоре после прорыва воды на линию отбора.
образом, после продувки модель содержала воду, нефть и гад с насыщенностями соответственно 65,17 и 18%.
Опыт 1зф состоял в прокачке через систему воды с постоянным расходом. Цель его — определение фильтрационного сопротивления для воды в условиях стационарного течения (рис. 69,6). В этом опыте были отмечены две характерные особенности трехфазных систем. Во-первых, благодаря присутствию свободного газа при прокачке воды удалось снизить остаточную нефтенасы- щенность полностью обводненного пласта, так что 13% из остаточных запасов нефти были извлечены. Во-вторых, выход жидко-
Рис. 70. Изменение гидропроводности пласта в процессе вытеснения нефти
ста из пласта начинается спустя какое-то время после начала закачки воды. Объясняется этот эффект довольно просто. На том участке пласта, где газовая фаза сохраняет связность, давление в ней в результате небольшой вязкости практически неизменно. Это означает, что и давления в жидкостях тоже по длине изменяются незначительно, т. е. grad р близок к нулю. Строго говоря, жидкости в этой зоне пласта должны двигаться со скоростями, пропорциональными их подвижностям. Однако вследствие того, что подвижность газа много выше, чем жидкостей, обнаружить движение последних в эксперименте не удается.
Для оценки общей гидравлической проводимости пластов с различным начальным насыщением строили графики зависимости qf&p от накопленного объема закачиваемой воды (рис. 70). Здесь q— объемная скорость закачки. Как видно, в обоих случаях проводимость падает со временем, что связано с увеличением зоны обводнения, где сопротивления оказались выше, чем в исходной системе жидкостей.
Стабилизированные значения ql&p для трехфазной системы заметно ниже, чем в двухфазной.
Поскольку при достаточно больших объемах закачки по пласту движется практически только вода, появляется возможность вычислить относительную проницаемость пористой среды для нее, исходя из темпа нагнетания и стабилизированных перепадов дав-
ления. Значения &т в опытах 12ф и 13ф приведены в табл. 25. Различаются они довольно резко, хотя остаточная газонасыщенность в опыте 13ф была невелика. Объясняется это, по всей вероятности, неравномерным распределением начальной газонасыщенности по длине пласта, что характерно для пазожидкостных систем.
В опыте 13ф нефтенасыщенность пласта изменялась незначительно по той причине, что она с самого начала была низкой. Такие условия характерны для обводненной зоны пласта, удален-
Рис. 71. Результаты экспериментов при Рис. 72. Эффект сжимаемости систе- различной исходной насыщенности пла- мы пластовых жидкостей ста.
Непосредственный интерес представляет также оценка сопротивлений в нефтяной и обводненной зонах. Поэтому были проведены еще. три опыта при условиях, соответствующих загазованным зонам оторочки, сохраняющим достаточно высокую нефтенасыщенность при s=s0. Вследствие количественной неопределенности фактической газонасыщенности отдельных участков оторочки залежи Д21Уб, начальное значение ее в модели задавали различным (см. табл. 25). Результаты эксперимента приведены на рис. 71. Извлечение нефти начинается после некоторого периода, который тем значительнее, чем выше начальная газонасыщенность. В этот период формируется нефтяной вал и из пласта выходит практически один газ. Кривые гидропроводности имеют вид такой же, как и на рис. 70. Однако во время формирования нефтяного вала при высокой начальной газонасыщенности эффективная гидропроводность оставалась несколько большей, чем при вытеснении нефти водой при 00=0 (опыт 12ф). Затем кривые пересекались, и стабилизированное значение ql&p неизменно оказывалось ниже, чем в опыте 13ф, что отражено в табл. 25.
Повышенная сжимаемость трехфазных систем ощутимо отражается на поведении давления нагнетания рп при поддержании постоянного‘темпа закачки воды и постоянного давления на линии отбора (рис. 72). При небольшой сжимаемости (низкой газо- 148
насыщенности) давление на линии нагнетания повышается «скачком» и устанавливается на уровне, при котором перепад давления соответствует фильтрационному ’ сопротивлению в нефтяной зоне, когда последняя занимает практически весь * пласт. Далее ■ на кривой давления выделяется прямолинейный участок, соответствующий равномерному нарастанию общего сопротивления за счет увеличения длины обводненной зоны. После обводнения пласта давление р« несколько снижается вследствие продолжающегося повышения водонасыщенности, т. е. и относительной проницаемости для воды. В опытах, где начальная газонасыщенность была значительной (10—20%), давление нагнетания изменялось плавно (см. рис. 72).
Рис. 73. Распределение водонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой в присутствии свободного газа
Наблюдения за вытеснением в трехфазных системах с помощью электрометрии свидетельствуют о том, что движение воды носит фронтальный характер (рис. 73). Водонасыщенность за фронтом. нытссненияизменяется. в значительных. пределах, чему способствует сжимаемость системы. Свободный газ в пористой среде способствует более полному вытеснению нефти (примерно на 5%).
Для водного периода добычи характерно быстрое нарастание обводненности нефти (см. рис. 72). Дополнительный прирост нефтеотдачи составлял 5—10%, причем видимой связи этого показателя со средними характеристиками начального насыщения пласта не обнаруживается. В этом проявляется, по-видимому, эффект неравномерности начального распределения насыщенностей.
Обобщая результаты исследования, обратим внимание на следующее. Во-первых, во всем диапазоне условий вытесняющая вода испытывала повышенные фильтрационные сопротивления в сравнении с вытесняемыми фазами. Следствием такого благоприятного отношения подвижности должна быть безусловная устойчивость фронта вытеснения, т. е. при осложнении конфигурации фронта в силу тех или иных причин должна наблюдаться тенденция к его выравниванию. Во-вторых, при локальном зага- зовывании нефтяной оторочки фронт закачиваемой воды в загазованных зонах поначалу продвигается с несколько большей скоростью, но после выпуска отсеченного газа через нефтяные скважины общие сопротивления в этих зонах будут выше, чем на
участках с начальной нефтенасыщенностью. Поэтому вода будет стремиться обходить их, что является дополнительным фактором, усиливающим тенденцию к выравниванию и стабилизации фронта.
В-третьих, полнота вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа повышается. Последнее не означает, однако, что загазовывание оторочки — безусловно благоприятное обстоятельство. Стабилизация фронта воды возможна в условиях, когда неоднородность насыщения характеризуется размерами, меньшими ширины оторочки. В противном случае, несмотря на тенденцию к стабилизации фронта, его конфигурация может оставаться рельефной, что предопределяет возможность преждевременного обводнения некоторых нефтяных скважин. Осложнения разработки залежи при неравномерном обводнении продуктивной площади общеизвестны и ведут в конечном счете к дополнительным потерям нефти.
В-четвертых, при загазовывании оторочки эксплуатационные скважины некоторое время, пока формируется нефтяной вал, не будут испытывать влияния закачки воды. Длительность задержки реагирования связана со значением газонасыщенности в нефтяной зоне.
ГЛАВА IV
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД И МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА
Основным методом подсчета запасов газа и нефти считается объемный метод, который основан на оценке эффективного объема пор. Уравнение для подсчета запасов газа этим методом имеет вид:
V = 10 OOOFhmSr , (111) г РоТппг » '
где V— запасы газа, приведенные к нормальным условиям при р0 и То, м3; F — площадь продуктивной части пласта, га; h — мощность пласта, м; m — пористость, доли единицы; Sr — относительный объем пор, занятый газом, доли единицы; рПл — пластовое давление, кгс/см2; Тцл — пластовая температура, К; 2— коэффициент сжимаемости газа.
Существуют различные способы усреднения перечисленных параметров по залёжам."Тем нё мёнёё, как "показали статистические исследования, приведенные в работе Л. Б. Бермана, В. И. Дмитровского и В. С. Неймана [13], при объемном методе получают систематическую погрешность, занижающую запасы газа на 14% при случайной составляющей, равной ±30%.
При этом было показано, что систематическая погрешность существенно зависит от типа коллектора (в карбонатных отложениях она выше), от неоднородности коллектора (чем больше неоднородность, тем больше ошибка), от типа залежи (в массивных залежах она выше), а также от наличия пластов и пропластков, характеризующихся начальными градиентами давления (чем больше таких пластов, тем погрешность выше).
Нефтегазоконденсатные залежи, формирование которых шло путем вытеснения нефти газом, характеризуются наличием остаточной нефтенасыщенности в газовой части пласта. Так, например, по горизонту VIII месторождения Карадаг ,нефтенасыщен- ность по анализу кернов изменялась от 2,9 до 40% и в среднем составляла 16,4%.
Наличие остаточной нефти характеризует Оренбургское месторождение и многие другие, в том числе ряд месторождений Западной Сибири (Русское, Тазовское и др.).
Обычно газонасыщенность керна определяют по данным о наличии связанной воды. Недооценка наличия связанной или оста-
точной нефти может привести к значительным погрешностям в оценке запасов газа.
Запасы конденсата определяют умножением запасов газа на усредненное по пласту потенциальное содержание конденсата.
Запасы нефти в оторочке оценивают, исходя из геометрии залежи и положения газонефтяного контакта. При наклонном водонефтяном контакте за основу при расчетах берут самую верхнюю его отметку. При этом часть нефти, расположенная ниже этой отметки, считается неизвлекаемой и не учитывается.
В отличие от объемного метода для подсчета запасов газа по материальному балансу не требуется знать контуры нефтегазоносности и параметры залежей. Поэтому метод можно применить для оценки запасов газа в самом начале промцшленного освоения газоконденсатных и газовых месторождений. В этом и заключается основное достоинство метода.
Наиболее просто подсчитать запас газа методом падения давления, когда объем пласта, занимаемый газом, в процессе истощения залежи практически остается постоянным. Тогда для подсчета запасов газа необходимо знать начальное средневзвешенное пластовое давление, количество отобранного из пласта газа (на определенную дату), средневзвешенное давление пласта на эту дату, пластовую температуру, и Коэффициент сжимаемости.
В соответствии с [77] для газоконденсатной смеси массу добытой продукции за период опытно-промышленной эксплуатации месторождения можно выразить следующим образом:
иаоб 84 8 2j гг )''‘
где Йо — объем пласта, занятый углеводородами (при этом не учитывается объем, занятый выпавшим конденсатом в рассматриваемый период эксплуатации; zi и z2, Aft и М2 — коэффициенты сжимаемости и молекулярные массы пластового газа в начальный и конечный моменты рассматриваемого периода эксплуатации месторождения; рх и р2— средневзвешенные по пласту давления в те же моменты времени.
Масса добытого газа складывается из массы сухого газа (газа сепарации):
013>
1
где ДУСГ. — объем добытого сухого газа за i-ый интервал времени рассматриваемого периода, м3; рсг; — средняя плотность сухого газа за этот интервал времени и массы насыщенного конденсата, выделяемого в сепараторах, кг/м3.
о«=2 ^GcKi+?i ДСск‘- ^-) *°14>
1
где ДСск/ — масса добытого стабилизированного конденсата за i-ый интервал времени, <рг — газовый фактор насыщенного конденсата за тот же интервал времени, м3/т, ржы — плотность жирного газа за тот же интервал времени.
6^ = 0,93176^ = 0,9317У.Ржг,- \ 1000 J’У.Ржг,- \ 1000 J’Выражение (114) можно привести к виду
6^ = 0,9317
6^ = 0,9317
У.Ржг,- \ 1000 J’
У.Ржг,- \ 1000 J’
(И5)
где Ft — газовый фактор за i-й интервал времени, м3/т. Тогда
= 0,9317 ^ ДУГ1.= 0,9317 ^ ДУГ1.(И6)(И6)
= 0,9317 ^ ДУГ1.
= 0,9317 ^ ДУГ1.
(И6)
(И6)
«Г1 Г ?СГ,-, 1 + ?1Ржгг/'00^ 1
84,8-0,9317+^J
Z1^2
Если составы добываемого газа и конденсата за рассматриваемый период разработки залежи практически не меняются, то выражение (117) принимает вид:
71+??жг./ЮОО \
(118)(118)..М,.8^931Ж1^^
(118)
(118)
где плотность, молекулярная масса, газовый фактор пластовой смеси и насыщенного конденсата относятся к начальному моменту времени.
Так как пластовый газ газоконденсатных месторождений при приведении его к стандартным условиям не может существовать в однофазном газовом состоянии, поскольку из него выделяется жидкая фаза — конденсат, то балансовые запасы определяют по выражению
12,84,87 "
Тогда балансовые запасы сухого газа (в м3)
Zr “ Г+ ?,-ржг/Ю0б•^2^
рсг/10С0 + —
Балансовые запасы жирного газа (в м3)
^жг = -^.(121)
Балансовые запасы стабилизированного конденсата (в т)]
GCK = -^.(122>
В приведенном расчете материального баланса приходится оперировать с данными, которые связаны с определенным режимом сепарации газа, т. е. с определенными термодинамическими условиями. Так как это не всегда бывает удобным, то запасы газа и конденсата можно определять на основе данных по массовому содержанию пластового газа (Gi) и составу пластового газа в мольных процентах. При этом можно рассчитать суммарные запасы газа по содержанию газообразных компонентов в пластовом газе (в м3):
24040G, (100 — иг
(123)(123)V —С5+
(123)
(123)
гA4JOO
где ус„+ — содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе, •/е мол.
Балансовые запасы конденсата (в т) можно определять как балансовые запасы пентанов и вышекипящих:
GrС5+GrС5+^с^ Ус5+^с^ Ус5+Л^ЮО,Л^ЮО,(124)(124)
Gr
С5+
Gr
С5+
^с^ Ус5+
^с^ Ус5+
Л^ЮО,
Л^ЮО,
(124)
(124)
Таким же образом можно подсчитать балансовые запасы каждого компонента пластового газа.
Следует отметить, что для нефтегазоконденсатных месторождений, в пластовом газе которых растворено значительное количество пентанов и вышекипящих (700 г/м3 и выше), а пластовое давление равно давлению начала конденсации, в первый период снижения давления может выпасть значительное количество конденсата в пласте.
В этом случае при расчете запасов газа по уравнению (118) можно получить неверные результаты. Помимо этого в таких залежах уже в первый период эксплуатации течение двухфазное и отбираемая газоконденсатная смесь не может даже приближенно быть представительной пробой пластового газа.
Следует также отметить, что метод материального баланса позволяет только частично оценивать пласты, характеризующиеся наличием начального градиента. Л. Б. Берман и другие [13] называют запасы газа в пластах с начальным градиентом, равным нулю,— фильтрационными, а суммарные его запасы — геологическими. Ими показано, что запасы газа, определенные методом падения давления, соответствуют в основном фильтрационным запасам, так как на начальной стадии разработки месторождений в большинстве случаев дренируются пласты, запасы в которых практически соответствуют фильтрационным запасам газа.
Известно, что для большинства газовых и газоконденсатных месторождений заметное проявление упруго-водонапорных сил наблюдается не с самого начала разработки, а после достижения некоторого перепада давления между средневзвешенным пластовым давлением и начальным давлением на контуре водоносности [123]. При этом вторжение контурных вод происходит при различных значениях перепада давления между газоносной и водоносной частями залежи.
Отмеченное можно объяснить тем, что в реальных условиях газовые месторождения приурочены к неоднородным коллекторам с различным содержанием глины и связанной воды. Наличие этих факторов обуславливает проявление начального градиента давления, в результате которого упруго-водонапорный режим залежи проявляется не с самого начала разработки [10]. Таким образом, отсутствие информации о наличии начального градиента давления может привести к неправильной оценке момента перехода месторождения на упруго-водонапорный режим, что приводит к завышенным оценкам начальных запасов газа.
Ниже приводится методика, разработанная А. Шахназаровым, позволяющая оценивать запасы Таза по параметрам пластовой системы, полученным в начальный период разработки месторождения. Методика основана на статистической обработке промысловых данных по 20 газовым месторождениям Советского Союза [123], на которых наблюдалось проявление водонапорного режима при достижении определенного перепада давления.
G помощью метода груннового учета аргументов- [42,43] получены следующие формулы для определения начальных запасов газа Qo:
Q, = — А, + В, Vm^r + С, ^^ -Dt У^Цр^^^ +
। Е1 ^е^в ^*Мт । с ^оЧ2г^т^ч^<> 4 Дв^г V^pthv ।
+ 1 —s; у.вув ■ г
I ^г^-'в^вЧр
Л,
(125)
2в/-—^2 v—^:
V mer p.r
кгй, VhB
ДвАм» ' mi
p ^г^е ^b
2 Р-вРпл»
(126)
Q. = Л + B,h\ VkT - C&m. у
кг УХт, Vm,hr
с т.к^в ^m«kv - ’ ha VTr
'”’• К кгт.
(127)
где А, В, С, D, Е, F, G — коэффициенты; т0 — пористость газовой части залежи, %; цг— вязкость газа, сП; Ар0— перепад давления между газоносной и водоносной частями залежи в момент начала вторжения воды, кгс/см2; кг— эффективная мощность газоносной части, м; кт— проницаемость газоносной части залежи, Д; кв— проницаемость водоносной части залежи, Д; рпло— начальное пластовое давление, кгс/см2; hB — эффективная мощность водоносной части, м; Qo — начальный объем порового пространства.
Необходимо отметить, что приведенные формулы отличаются как видом, так и числом исходных параметров, необходимых для прогнозирования запасов. Уравнение (125) есть формула вида
Qo—Qo(6B, кг, hB, hr, Не, Цг, Рпл о, Но, Шо, Аро),(128)
уравнение (126) -—формула вида
Qo—Qo (^в, кг, hB, кр, Цв, Цг, Рпл о, По, Шо),(129)
уравнение (127) —формула вида
Qo=Qo(^B, кг, hB, hp, Цв, Цг, Рпл о, Шо).(130)
Меры идентичности формул (125), (126) и (127) оказались равными, соответственно, 0,97; 0,98 и 0,77, т. е. по формулам (125) и (126) получают наиболее точную оценку запасов газа.
В табл. 26 приведены численные значения коэффициентов уравнений (125) —(127).
Таблица 26
Уравнение
А
В
С
D
125
—7,9873
0,4021
5,4959
—0,4410-6
126
13,2616
0,1154
— 1,8019
—0,0031
127
5,2656
0,0016
—0,91 -10~3 .
0,1904
Продолжение табл. 26
Уравнение
Е
F
G
125
0,4396
0,104-ю-в
0,16-10-в
126
20,5201
—0,23-Ю-3
—
127
-0,66-10-3
2,0741
—
§ 2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА НА ОСНОВЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫХ МЕТОДОВ
Как было отмечено, запасы газа, определенные объемным методом, систематически занижаются в среднем на 14%. Продуктивность скважин по результатам разведки часто оказывается заниженной для скважин с большим этажом газоносности в 2 и более раза.
Одна из причин ошибок применяемых методик заключается в неучитываемом влиянии неоднородности разведуемых параметров залежи по площади и по мощности. При этом, несмотря на небольшой объем информации, каждая залежь исследуется независимо от других, а аналогии носят лишь качественный характер.
Для усовершенствования методики подсчета запасов и оценки продуктивности отложений было предложено в работе [89] решать эти задачи как задачи классификации с привлечением методов распознавания образов.
Были разработаны следующие положения:
разведуемые параметры пластов в разрезе скважин оцениваются методом группирования пород по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) [14];
при подсчете запасов залежь рассматривается как квази- однородная, в которой изменение разведуемых параметров по площади выявляется по отклонению средних для скважин значений от нормального распределения;
разведка залежи производится путем проверки гипотезы соответствия разведуемых ее параметров параметрам какой-либо детально изученной залежи.
Метод группирования пластов по ФЕС основан на том, что сходство пластов по фильтрационно-емкостным свойствам наиболее полно проявляется в процессах вытеснения [14]. В связи с этим породы разделяются на группы, характеризующиеся опре- - - -деленными энаненннмм -ФЕС. -Э-тн—евойетеа—пород- -определяют по данным наблюдений методами каротажа за процессами вытеснения газа водой или воды газом, возбуждаемыми в прискважинной зоне пластов. Характеристики процессов вытеснения — время вытеснения, за которое происходит переход от одного порогового значения насыщенности к другому при данном градиенте давления, а также пористость пластов и их газонасыщенность па разных стадиях процесса вытеснения. Все пласты, отнесенные к одной группе, характеризуются одинаковыми средними значениями параметров,. определяемых по результатам гидродинамических и промыслово-геофизических , исследований с учетом влияния вмещающих пород, а также по данным анализов керна. Поскольку изменения ФЕС по мощности и площади залежи обусловлены одними и теми же факторами, то результаты разделения пластов на группы со сходными фильтрационно-емкостными свойствами по отдельным скважинам можно с использованием данных каротажа распространить и на вес остальные скважины, вскрывшие исследуемую залежь [15].
В результате применения метода группирования пород по ФЕС можно оценить по каждой скважине исследуемой площади послойные значения как подсчетных параметров, так и других, характеризующих ФЕС пластов, в ,том числе их продуктивность для условий совершенного вскрытия (потенциальную продуктивность). При этом определяют суммарные линейные запасы газа по сква-
жине "Shi, mt, $п (где hi, mt, sri — соответственно мощность, пористость и газонасыщенность i-ro пласта) и погрешность оценки линейных запасов газа. Аналогичным образом определяют и продуктивность скважины.'
Таким образом, применение метода группирования пород по ФЕС позволяет учесть неоднородность разведуемых параметров по мощности залежи.
Использование квазиоднородной модели позволяет оценивать запасы газа по результатам детального исследования небольшого числа скважин, если известна геометрия залежи и приведенная ‘на единицу мощности объемная га-
зонасыщенность йГпр в нескольких . скважинах:
а также определять погрешность установленных запасов. В этом случае правомерно принимать случайное изменение разведуемых параметров в залежи и определить их средние значения, приходящиеся на 1 м мощности.■
На основе данных материалов исследования скважин на месторождении Медвежье (рис. 74) показана неправомерность линейной интерполяции объемной газонасыщен-
Рис. 74. Структурная карта ности и эффективной МОЩНОСТИ ДЛЯ южной части сеноманской залежи сеноманских отложений между месторождения Медвежьескважинами. В процессе разведоч-,
ных работ были пробурены три различные скважины (7, 18 и 21). Средние значения шгпр и отношение ЬЭф к общей мощности h до газоводяного контакта для исследуемой части разреза в этих скважинах соответственно составили 0,13; 0,22; 0,16; 0,68; 0,96; 0,88. Эксплуатационные скважины по месторождениям бурят по кустовой схеме. Минимальные расстояния между эксплуатационными скважинами составляют примерно 0,3 км, а между разведочными скважинами — примерно 3 км. По эксплуатационным скважинам, расположенным в выделенном треугольнике залежи, были также оценены значения Югпр и h^/h (табл. 27).
Из табл. 27 следует, что значения <оГпр и hg^jh по эксплуатационным скважинам нельзя было прогнозировать по результатам разведочных работ на основе модели линейной интерполяции. Эти величины в ряде случаев значительно выходят за пределы соответствующих значений по ближайшим разведочным скважинам; однако они не аномальны в рамках модели макрооднородного тела, так как по данным исследования разведочных скважин было
установлено, что tor,np для месторождения Медвежье изменяется от 0,07 до 0,24 при <вгпр=0,127. Среднее значение <огпр по скважинам, перечисленным в табл. 27, равно 0,123. Это значит, что выделенный участок месторождения Медвежье характеризуется в среднем теми же значениями, что и все месторождение, а дисперсия приведенной на единицу мощности объемной газонасыщен- ности соответствует дисперсии по всему месторождению.
Таблица 27
Значения <огпр и йЭф/й по эксплуатационным скважинам месторождения Медвежье
Параметр
Скважины
202
203
210
211
212
213
214
215
216
217
юг пр
0,14
0,20
0,137
0,117
0,111
0,207
0,092
0,07
0,09
0,07
^эф/^
0,76
0,37
0,70
0,76
0,61
0,87
0,41
0,56
0,54
0,42
Метод группирования пластов по фильтрационно-емкостным свойствам применен при изучении продуктивных сеноманских отложений Уренгойского, Северо-Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений [14]. Было установлено, что в исследуемых разрезах основные запасы газа приурочены к пластам, пброды которых разделены на четыре группы по ФЕС. Для пла- стКв одТюй' из“ выдё^лён характерног наличие“начального градиента давления бо. В связи с этим расчеты фильтрационных запасов газа, приуроченных к пластам с 6о=О, и геологических, т. е. запасов, содержащихся во всех газонасыщенных пластах, были проведены раздельно. Сопоставление средних параметров пластов для групп по ФЕС — их пористости, проницаемости, газо- насыщенности, удельной продуктивности ^пр на 1 м мощности, глинистости и др.— показало, что для однотипных групп на ука-
Таблица 28
Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов сеноманских залежей ряда газовых месторождений
5»
О
1 5
у"
Kt
6^
^ 3 х
I
32,0
2,3
13
3,0
1,7
1,4
1,2
80
8,5
0,256
0,032
160
П
27,0
1,5
24
2,5
2,1
1,5
0,12
58
2,5
0,156
0,011
80
III
22,1
1,8
35
6,0
2,5
2,1
0,02
37
6,5
0,082
0,007
15
IV
20,2
2,0
45
9,0
1,5
0,5
0,002
20
—
0,040
—
0
Рпс. 75. Зависимость сог пр от интервала усреднения /70бщ по скважинам место- рождений:Рпс. 75. Зависимость сог пр от интервала усреднения /70бщ по скважинам место- рождений:а —Медвежье; б — Уренгойское: в — Ямбург- ское: г — линия обобщенной зависимости. Шифр у кривых — номера скважина —Медвежье; б — Уренгойское: в — Ямбург- ское: г — линия обобщенной зависимости. Шифр у кривых — номера скважинсредневзвешенной общей газонасыщенной мощности для конкретсредневзвешенной общей газонасыщенной мощности для конкрет
Рпс. 75. Зависимость сог пр от интервала усреднения /70бщ по скважинам место- рождений:
Рпс. 75. Зависимость сог пр от интервала усреднения /70бщ по скважинам место- рождений:
а —Медвежье; б — Уренгойское: в — Ямбург- ское: г — линия обобщенной зависимости. Шифр у кривых — номера скважин
а —Медвежье; б — Уренгойское: в — Ямбург- ское: г — линия обобщенной зависимости. Шифр у кривых — номера скважин
средневзвешенной общей газонасыщенной мощности для конкрет
средневзвешенной общей газонасыщенной мощности для конкрет
закных месторождениях эти параметры тождественны. Их средние значения приведены в табл. 28.
Для оценки запасов газа суммировались линейные запасы газа по скважине по каждому слою, а затем по уравнению (131) определялась средневзвешенная приведенная объемная газонасы- щенность на 1 м мощности.
Построение графиков зависимости значений ®ГПр от интервала усреднения общей мощности (рис. 75) позволило определить степень устойчивости этих параметров по мощности, а сопоставление
аналогичных данных по разным скважинам —также и по площади.
В табл. 29 сопоставлены запасы газа, определенные объемным методом по всем сеноманским залежам. Фильтрационные1 Угф и геологические Угг запасы рассчитаны для квазиоднородной модели с использованием, средних значений Мгпр, которые были определены по изложенной схеме для перечисленных четырех месторождений, а для остальных месторождений были при-
няты те же средние значения. При расчетах запасов газа геометрический объем залежи определяли по карте, а значения Юг пр —по графику <ог= =f(S/i,) для S/ti, равного
ного месторождения. Из табл. 29 следует, что запасы газа, полученные объемным методом, систематически ниже расчетных: по
промышленным категориям во всех 11 залежах суммарное занижение запасов составляет примерно 15%. Такое расхождение
в среднем соответствует данным о расхождении запасов, рассчитанных по падению давления и объемным методом для однотипных отложений [13].
Из приведенных данных можно сделать вывод о том, что для предварительных оценок запасов газа месторождений севера Тюменской области модель макрооднородного тела применима. Однако ее использование целесообразно прежде всего в тех случаях, когда для определения геометрии залежи не требуется объем бурения, больший, чем для оценки остальных параметров залежи.
По месторождениям (см. табл. 29) были сопоставлены объемы залежи. Установлено, что среднеквадратичная погрешность оценки объема равна 30%; при этаже газонасыщения, большем 100 м,
Сопоставление параметров, определенных стандартными методами с использованием метода группирования пород по ФЕС, по различным месторождениям Тюменской области
Месторождение
is
аи X
° 3
ЕГ к я
^гг
Погрешности оценки щ по данным сейсморазведки, %
Коэффициент разведанности по данным сейсморазведки
Р
Среднее отношение продуктивностей фактической и расчетной т
°г
объема залежи
средневзвешенной
мощности
Медвежье-
30
1,18
1,24
—7
—18
1,0
0,53
0,39
Северо-Уренгойское
12
1,18
1,26
26
59
0,1
0,68
0,39
Уренгойское
44
1,28
1,42
11
3
0,53
0,53
0,33
Заполярное
23
1,14
1,21
14
25
0,42
—•
Ямбургское
17
1,25
1,32
—2
33
0,26
0,33
0,32
Юбилейное
10
1,04
1,09
—10
7.5
1,0
——
Ямсовейское
12
0,8
0,84
76
31
0,27
-—-
Комсомольское
34
1,16
1,24
22
14
' 0,59
—
Губкинское
32
0,74
0,8
—26
5
0,78
—
Вэнгапуровское
11
1,21
1,31
30
2
0,73
—
—
Тазовское
29
1,22
1,33
—13
4
1,0
—
Систематическая погрешность
4 =
—6%
—14%
4 = 14%
•п = 15% Р =
0,61
Случайная погрешность
а^ =
= ± 18% ат] =
= ±19% ®"Пу= ±27 0%= ±21% ар=
=±0,32
— -HpitM-e-weintei-V-vV-^Vp-—»аме»ггаэв1-е«ггвететеея»е-ф1и™трецяент*еяге»леги1ее«ие, рассчитанные для квазиоднородной залежи.
погрешность не превышает 25%. Однако по данным сейсморазведки средний коэффициент разведанности равен 0,61 .
Таким образом, при наличии полных исходных данных сейсморазведки и установления принадлежности разведуемого объекта к изученному запасы газа в сеноманских отложениях можно подсчитать с погрешностью не более 30% практически по одной при- сводовой скважине, вскрывшей газоводяной контакт.
При разведочных работах на новых объектах целесообразна следующая последовательность работ.
После бурения первой скважины в предполагаемом своде структуры в случае получения притока газа следует оценить разведанность структуры. Если замкнутая изогипса, выявленная по данным сейсморазведки, расположена лишь в пределах газонасыщенной части залежи, необходимо провести площадную сейсморазведку с целью оконтуривания всей залежи. Получив данные о геометрии залежи, следует произвести первый подсчет запасов. Дальнейшие работы нужно проводить в зависимости от разведуе-
мых запасов и погрешности их определения. Оба эти параметра следует уточнить по результатам исследований каждой вновь пробуренной скважины: бурение можно прекратить, когда погрешность подсчетов запасов станет равной допустимой из технико-экономических соображений погрешности для данного объекта 'разведки. Для отдельных месторождений севера Тюменской области погрешность может быть до 2%. Если газ нескольких газовых месторождений можно подавать в общую систему газопроводного транспорта, суммарная погрешность запасов в них должна быть менее 2%.
Проведенные исследования показывают, что если геометрию структуры можно определить по данным сейсморазведки,-массивные и сводовые залежи газа с этажом газоносности более 50 м при отсутствии тектонических нарушений могут быть изучены с требуемой точностью по результатам исследований 5—6 скважин. При этом на каждом этапе разведки с разной надежностью можно решить следующие задачи.
Определить вероятные запасы газа и доверительный интервал.
Оценить исходные данные для проекта разработки и их надежность:'
продуктивность пластов;
выделение эксплуатационных горизонтов;
прогнозирование оптимальных зон отбора;
установить схему эксплуатации.
Определить направление дальнейших разведочных работ, если фактическая погрешность подсчета запасов выше заданной;
определить параметры, вносящие наибольшую погрешность в подсчет: оптимизировать разведочный процесс (на основе технико-экономических критериев);
оформить план заложения скважин и установить комплексы исследований в них.
Предлагаемая схема геологоразведочных работ, базирующаяся на использовании адаптационных методов, в общих чертах соответствует опыту зарубежных работ на газ и в первую очередь при разведке морских месторождений [138].
Этот вопрос ввиду его важности рассматривался в сенатском комитете США по вопросам законодательства по природному газу, и было принято решение, что «... когда добывающая компания собирается приступить к бурению, строительству морской платформы Для проведения разведочного бурения или подписывает контракты о продаже газа газотранспортной компании, она должна включать запасы, которые классифицируются как вероятные» [138].
При этом определение вероятных запасов производят на основе данных исследования нескольких или даже одной скважины, используя методы вероятностной статистики.
§ 3 АНАЛИЗ ДАННЫХ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТАГАЗООТДАЧИ
В работе [67] отмечается: «Возникает вопрос: является ли коэффициент нефтеотдачи пластов величиной (для данного месторождения) постоянной, зависящей лишь от природных условий, или здесь имеет влияние стратегия разработки месторождения». Это полностью относится и к коэффициенту газоотдачи. Отечественный и зарубежный опыты разработки газовых и газоконденсатных залежей показывают, что запасы газа, так же как и запасы нефти, извлекаются частично. Потери его в недрах могут достигать 60%. Здесь на основе исследований Т. В. Рассохина, И. М. Аметова, И. М. Мардухаева и других излагаются некоторые результаты применения метода канонической корреляции для оценки влияния различных физико-геологических факторов и режимов разработки на коэффициент газоотдачи месторождений СССР, законченных разработкой или близких к завершению.
В качестве исходных признаков, влияющих на коэффициент газоотдачи, были выбраны 15 параметров, приведенные в табл. 30.
Сущность метода канонической корреляции заключается в следующем. [5].
Пусть в выходном множестве Х<0 содержится Рх признаков, а в входном множестве Х<2> — Р2 признаков (Р^Р2) • Объединяя признаки обоих множеств, получаем (Р^Ра)—мерный случайный, вектор Х^ХО), Х<2)}. Ковариационная матрица последнего разбивается на блоки с Р! и Р2 строками и столбцами:
COV = [COV”COV12].(132)
I.COV21 COV22J
Далее строится преобразование первых Pi координатных осей и преобразование последних Р2 координатных осей к новой (Р1+Р2)—мерной системе координат, в которой взаимная корреляция между XW и Х<2> становится наиболее наглядной. В результате получается Рх независимых между собой пар линейных комбинаций Ui^X^ и Vi(X(2)), таких, что каждая последующая пара имеет меньший, чем предыдущая, коэффициент взаимной корреляции. Степень взаимосвязи двух множеств можно охарактеризовать значением максимальной канонической корреляции.
Набор весовых коэффициентов вектора множественной корреляции дает возможность ранжировать входные признаки по степени связи с выходом.
В результате обработки данных по газоотдаче методом канонической корреляции было показано, что для группы природных параметров X6-5-Xi4 максимальная каноническая корреляция равняется 0,82 (см. табл. 30). Это подтверждает факт выбора технологических и проектных решений в соответствии с физико-геологическими характеристиками месторождения.
Были исследованы также многомерные связи отдельно с природными признаками Xi-s-X5 и отдельно с технологическими
Факторы, связь которых изучается
диапазон изменения признаков
Коэффициенты (вектор) множественной корреляции
Тип
Обозначение
Наименование
К = 0,92
К=0,65
К = 0,89
•S 3 I S о.
С
^1
х, X.
X.
Начальное пластовое давление, кгс/см2
Начальные запасы газа, млрд, м’
Тип коллектора
Фильтрационный параметр hh;^.
Фильтрационный параметр к/тр
25—360
0,026—220 0—1
0,3—2222
0,1—1160
0,05(12)
0,02(15) 0,18(8)
—0,26(5)
0,40(3)
—1.07(1)
0,38(4)
0,33(5)
—0,47(2)
0,43(3)
■ГВ 35 к
о>
к 1 к (2
X.
X,
X.
X.
х„
Xlt
Х„ Х14
Х„
Отношение минимального расстояния эксплуатационных скважин от контура газоносности к площади залежи Отношение площади разбуривания к общей площади
Минимальное расстояние эксплуатационных скважин от контура, м
Суммарный отбор газа в период стабилизации добычи, %
Среднегодовой отбор газа в период стабилизации добычи, %
Суммарный отбор газа к началу падающей добычи, %
Темп падения годового отбора в период падающей добычи
Время разработки, годы Время добычи
1 мйрд. м’, годы Режим разработки
0,3—923
0,04—1,0
75—3000
0,5—89,2
0,5—63,5
13,3—92,2
0,06—2,13 2—49
0,5—1,24 1—3
0,16(9)
—0,04(13)
0,13(10)
0,26(6)
0,46(2)
0,07(11)
—0,38(4)
0,64(1)
—0,04(14)
0,21(7)
0,15(5)
—0,01(8)
0,14(6)
0,19(4)
0,53(2)
0,11(7)
—0,43(3)
0,58(1)
-0,01(9)
признаками Xe-t-Xu. Максимальные канонические корреляции в этих двух случаях характеризуются, соответственно, цифрами 0,65 и 0,89, что подтверждает значимость влияния стратегии разработки на конечную газоотдачу.
Полная картина о связях коэффициента газоотдачи 0Г с различными признаками получается по результатам построения вектора множественной корреляции совокупности признаков Xi—Х15. В этом случае получен коэффициент множественной корреляции, равный 0,92. Набор весовых коэффициентов вектора множественной корреляции был использован для ранжирования рассматри- 164
ваемых признаков по степени связи с 0Г. Как видно из табл. 30, в круг наиболее корреляционных с Вг признаков попали наряду с природными признаками f ——, -^-, тип коллектора) и технологические признаки (срок разработки залежи, отборы в период стабильной добычи, темп снижения годового отбора в период падающей добычи), а также признак «режим разработки».
Получено, что длительный срок разработки, высокий отбор газа в период стабильной добычи и небольшой темп снижения годового отбора в период падающей добычи соответствуют высокому коэффициенту газоотдачи.
При наличии надежных данных о признаках Xi—Xi5 целесообразно использовать предлагаемый количественный способ прогнозирования коэффициента газоотдачи. Методом группового учета аргумента было получено следующее уравнение:
к=*+А/^^У^+4/:&+
лxtx,xtlxllVx, , А х\х*х7
х,х„Ух12"'~ ‘ х,Ух,х1$ + • Х,Х,Х„ ■
(133)(133)। л —L__l л 2^WW^
(133)
(133)
7* х1хвх11х11Ух, '
Приведем коэффициенты уравнения (133).
Л^^ТОТ^-ТО3;—"^Д^ЩОТ.ГПР®;"™"Л1=—0,4055 • 10*Л6=—0,4002-10-4;
Л2=0,1072;Л7=—0,4641;
Л3=0,4753 • 10;Л8=—0,1065 • 10~4.
Л4=—0,1288;
В результате многомерной селекции уравнением (133) учитываются наиболее информативные признаки. Средняя погрешность полученного уравнения, вычисленная путем сопоставления фактических и расчетных значений, составляет 5%.
ГЛАВА V
НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ .НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДДЕРЖАНИЕМ ДАВЛЕНИЯ.
ПРИНЦИПЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ РАЗРАБОТКИ'
■ И РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ЗАВОДНЕНИЯ
Анализ способов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, применяемых в отечественной и зарубежной практике, свидетельствует о. значительных преимуществах систем, основанных на поддержании пластового давления закачкой воды. Известно несколько способов заводнения, позволяющих успешно решать общие и частные проблемы рациональной разработки . таких месторождений. Однако, если исходить из представлений о физике процессов в нефтегазоконденсатных пластах при различных формах ■воздействия на них, следует признать, что потенциальные возможности этой технологий пока реализуются не в полной мере.
Рассмотрим пути рационализации систем заводнения с использованием результатов физического моделирования. Из-за множества возможных модификаций систем заводнения их целесообразно объединить в группы (способы), характеризующиеся размещением нагнетательных скважин.
Способ барьерного заводнения
Основная цель, с которой применяли барьерное заводнение во всех известных из отечественной и зарубежной практики случаях, заключалась в стабилизации или упорядочении движения верхней границы нефтяной оторочки в соответствии с общей задачей повышения коэффициента нефтеотдачи. Внедрению этого способа предшествовала первичная разработка залежей на режиме истощения. Раньше барьерное заводнение использовали в следующих случаях: 1) для более рациональной разработки газоконденсатной зоны; 2) для избежания локального загазовывания нефтяных оторочек из-за потери устойчивости газонефтяного контакта; 3) для предотвращения смещения нефти в «сухие» пески. В результате при закачке воды на контакт нефть — газ удавалось повысить отбор углеводородов.
Благоприятное влияние «водяной завесы» на разработку таких залежей проявляется в целом ряде позитивных процессов. Закачиваемая на газонефтяной контакт вода способствует выравниванию давлений в нефтяной и газоконденсатной зонах. На линии
нагнетания индуцируется «барьер давления», препятствующий перетокам газа и жидкости. Расширяющийся водяной барьер улучшает условия гравитационной сегрегации, стабилизирующей развитие газовых языков при непроизвольном или сознательном создании градиентов давления, направленных к нефтяной оторочке. Нефть при перетоке через «водяную завесу», если к тому возникают условия, испытывает здесь повышенное фильтрационное сопротивление. Комбинированный эффект этих факторов, собственно, и определял успешность промысловых операций.
■ Очевидное достоинство барьерного заводнения заключается в изменении режима вытеснения нефти, особенно в тех залежах, которые ранее разрабатывались в основном за счет энергии газовой шапки. В результате конечная нефтеотдача оторочек достигает значений, характерных для чисто нефтяных пластов, которые эксплуатируют с применением заводнения. При этом сокращается срок разработки нефтяной оторочки.
Так как водяной барьер разделяет залежь на две пьезометрически слабо взаимодействующие зоны, возникает возможность широкого независимого изменения темпов добычи нефти и таза с конденсатом. Газоконденсатную зону после создания «водяной завесы» можно расконсервировать (если ранее добыча газа не велась или была остановлена) и разрабатывать ее систематически или периодически. В этом заключается одно из важнейших преимуществ барьерного заводнения по сравнению с известными способами разработки залежи на режиме истощения или на режиме. обратной закачки газав дласт.Дсайы
■ Поддержание пластового давления в газоконденсатной зоне предотвращает ретроградную конденсацию. В результате конденсат извлекается более полно, чем при применении способа первоочередного отбора газа и конденсата, который в указанном отношении— наиболее эффективный из всех способов разработки на режиме истощения. В благоприятных условиях барьерное заводнение по этому показателю может конкурировать даже с сайк- линг-процессом. При всем том повышение конденсатоотдачи достигается без ущерба полноте извлечения нефти.
При барьерном заводнении за счет стабилизации газонефтяного контакта появляется возможность регулирования системы разработки залежи. Это позволяет реализовать любые формы воздействия на нефтяную оторочку (законтурное или площадное заводнение, способы вытеснения смешивающимися агентами и т. п.) и на газоконденсатную зону (сайклинг-процесс).
Указанные достоинства барьерного заводнения настолько весомы, что, естественно, возникает вопрос, почему этот способ широко не применяют. Причины такого положения обсуждались выше. Наиболее важная из них, с физической точки зрения,— опасение пластовых потерь газа в обводненной части газоконденсатной зоны. Действительно, лабораторные и промысловые данные свидетельствуют о снижении газоотдачи пластов, подвергающихся естественному или искусственному заводнению. Однако, как будет
показано, существуют методы борьбы с потерями защемленного газа.
Физические основы повышения газоотдачи заводняемых пластов (газоконденсатных зон) были созданы в результате исследований этого способа методом физического моделирования [38, 47, 57, 58, 59]. Прежде всего было установлено, что коэффициенты газоотдачи однородных и неоднородных (слоистых) пластов зависят от режима вытеснения. При оптимальных условиях можно рассчитывать на извлечение 80—85% газа от первоначальных запасов. Заметим, что при такой газоотдаче поддержание пластового давления в газоконденсатной зоне обеспечивает извлечение конденсата примерно в той степени полноты, на которую рассчитывают при применении сайклинг-процесса.
Понятно, однако, что поддержание оптимальных динамических условий вытеснения в натуре не всегда возможно. Неизбежны просчеты в их оценке. Коэффициенты вытеснения газа зависят не только от внешних факторов, но и от структуры коллекторов. Наконец, регулирование процесса заводнения разными способами зачастую затруднительно, так как эти мероприятия (ограничение отборов нефти, уплотнение сетки скважин, перенос фронта нагнетания воды и т. п.) могут противоречить общей задаче разработки месторождения. Поэтому рассчитывать на непременное достижение высоких коэффициентов извлечения газа и конденсата за счет оптимизации заводнения газоконденсатной зоны было бы нереальным, хотя исключить полностью такую возможность тоже нельзя.
Из общих соображений ясно, что наибольшие перспективы промышленности связаны с технологическими приемами, эффективность которых сохраняется в широком диапазоне условий, а, оптимизация их дает уже эффект второго порядка. Пример тому— заводнение нефтяных пластов, которое, несмотря на различного рода неожиданности и просчеты, обеспечивает более высокую нефтеотдачу, чем разработка залежей на естественных пластовых режимах. ' .
Поиск путей повышения газоотдачи заводняемых газоконденсатных зон, дающих эффект за счет внутренних энергетических ресурсов, привел к мысли об использовании упругой энергии газа, блокированного водой. Действительно, защемленный газ сохраняет значительную долю упругой энергии газовой шапки, причем последняя пропорциональна пластовым потерям газа. Задача дальнейших исследований состояла в том, чтобы изыскать возможности реализации этой энергии с целью более полного извлечения газа. .
После предварительного изучения задачи посчитали целесообразным исследовать экспериментально механизм трех следующих процессов, технологически приемлемых для применения на промысле.
Простейший процесс заключается в том, что после полного обводнения пласта проводят интенсивную откачку воды, снижая 168
пластовое давление. Исходя из классических представлений о двухфазном течении, можно было ожидать, что ранее защемленный газ быстро восстановит подвижность и будет извлекаться на поверхность при резко падающем попутном выносе воды. Эксперименты показали, однако, что на процесс «разгрузки» обводненного пласта существенно влияет гистерезис относительной проницаемости для газа, в результате чего приходится отбирать дополнительно большое количество воды (порядка 10% от общей закачки) еще до того, как защемленный газ приобретет заметную подвижность.
В результате детальных исследований процесса «разгрузки», этот прием был признан малоперспективным. Реализация его на практике потребовала бы организации откачки большого количества воды из эксплуатационных скважин.
Второй технологический прием повышения газоотдачи заключается в том, что при закачке воды в газоконденсатную зону давление в ней непрерывно снижают. За счет этого уменьшается масса защемляемого газа и создаются условия для выхода его из обводненной зоны. Коэффициент газоотдачи при реализации на практике этого способа может достигать и даже превосходить значения его, характерные для систем разработки на истощение. Регулирование процесса с целью достижения заданной газоотдачи может осуществляться оперативно, исходя из наблюдений за фактическим ходом обводнения газоконденсатной зоны.
Третий предлагаемый процесс назван нами способом «сухого поля». Сущность его состоит в том, что разработку газокон- первом “осуществляется заводнение с поддержанием начального пластового давления, которое прекращают при достижении фронтом воды заранее рассчитанного положения. Доразработку ведут путем отбора газа из оставленного «сухого поля», размеры которого непрерывно сокращаются по мере снижения давления. Понятно, что относительный объем «сухого поля» зависит от значения предельного давления к моменту полного обводнения газоконденсатной зоны. От степени снижения давления, в свою очередь, зависит прирост газоотдачи в период доразработки залежи.
При проектировании процесса барьерного заводнения можно воспользоваться одной из известных расчетных схем, исходя из соображений наибольшего соответствия математической модели конкретным геолого-физическим условиям. Приведем еще одну, которая представляется достаточно точно отражающей существо дела и в то же время достаточно простой, т. е. пригодной для инженерных расчетов.
Используя известные приемы аппроксимации формы, представим залежь в виде прямоугольного параллелепипеда, в пределах которого выделяются изолированные слои различной мощности и проницаемости. Процесс вытеснения в пределах каждого слоя и каждой зоны залежи (нефтяной и газовой) будем считать поршневым. Положим также, что вязкость газа рг=0 и что нефтяные
оторочки во всех пропластках имеют одинаковую протяженность от газонефтяного до водонефтяного контактов. Галерея нагнетательных скважин расположена точно по исходному ГНК. В момент времени /0 везде давление р—ро- Заводнение ведут с поддержанием постоянного темпа нагнетания агента.
В этой постановке процесс барьерного заводнения описывает
ся следующей системой уравнений:
РзкП~ Рн^^^^^Х^^+^(Za-^H) + ®.-H],(134)
1=1, 2...П, приX:„ = L И
П
(135)
Рз к^ - Рг к^ = ^^ (^- ^г +®1),(136)
1=1, 2 ...и. при xl7">L x=. = L и ш, = 2®,. п
^lmAsirhi^- = qr(t),(137)
9н(0 + 9г(0 = <7з(0.(138)
(139>
Здесь: р3, рн, рг — текущие давления на линиях нагнетания, отбора нефти и отбора газа соответственно; тг- — пористость; Asin, Asir — скачок водонасыщенности на фронте нефтяной и газовой зон; х^, Х1т — удаление (координата) фронта воды от линии нагнетания в нефтяной и газовой зоне; цв и цн— вязкости воды и нефти; кв и £н— относительные проницаемости для воды и нефти при фиксированных насыщенностях; <1)г- и (огн— местные сопротивления для нагнетательных и нефтяных скважин; 1Н и 1Г — исходные размеры нефтяной и газовой зон; hi — мощность пропластка; q3, qn, qT— удельные расходы воды на линии нагнетания, в нефтяную и газовую зоны.
Условие (139) устанавливает пропорциональность объемов вторгающейся воды в нефтяную и газовую зоны их размерам. По значению 6 определяется объем «сухого поля», выбираемый из соображений, которые будут изложены ниже. При выборе традиционной формы барьерного заводнения 5=0', и условие (139) можно заменить иным, исходя, например, из плановых уровней добычи нефти и газа.
Представленная выше система из 2п+4 уравнений содержит 2л 4-6 неизвестных. Поэтому при конкретном проектировании необходимо задать два дополнительных условия, например, уровень добычи нефти и давление в газовой шапке или уровень добычи нефти и газа и т. п. Заметим, что при реализации барьерного заводнения управлять процессом разработки фактически можно путем изменения трех условий (рабочих параметров) —на линии нагнетания, на линии отбора нефти и на линии отбора газа. Это, собственно, и обеспечивает упомянутую гибкость технологии барьерного заводнения, т. е. определенную свободу действия в установлении уровня добычи.
Добычу нефти и газа определяют, используя следующие уравнения.
При j^t^, XiH<lH
к Q»=C^^ml£ksl1lhl^-,(140)
i=i
где Ся— пересчетный параметр, учитывающий усадку нефти и ее плотность; S — протяженность пласта в направлении, перпендикулярном вытеснению.
При j^i^A, xiH^/H
к
QBB = S^m^siBhi-^.(HI)
здесь QM — объем воды, добываемой из нефтяных скважин.
При j^i^Jt, XiT<lr
ккккQr = 2 m№suPr ^г — 5 mihi°*‘ ^r —Qr = 2 m№suPr ^г — 5 mihi°*‘ ^r —dpr didpr dii=ii=i1=11=1srCTРа-^Туд(142)srCTРа-^Туд(142)
к
к
к
к
Qr = 2 m№suPr ^г — 5 mihi°*‘ ^r —
Qr = 2 m№suPr ^г — 5 mihi°*‘ ^r —
dpr di
dpr di
i=i
i=i
1=1
1=1
srCT
Ра-^Туд
(142)
srCT
Ра-^Туд
(142)
где oo — начальная газонасыщенность; ГСт и ТПл— стандартная и пластовая температура; г— коэффициент сверхсжимаемости газа. При i^d^k, xir^lT
к
Qa^S^m^SiA^.(143)
*=i
где QM — дебит воды из газовых скважин.
Для счета на ЭВМ уравнения, описывающие процесс, представляются в безразмерном виде. Процедура таких преобразований приведена ниже.
Рассмотрим теперь порядок действий при прогнозировании показателей разработки залежей, на которых предполагается реализовать модифицированные схемы барьерного заводнения.
Способ заводнения с непрерывным снижением давления может быть рассчитан на повышение газоотдачи за счет двух факторов: 1) снижения массы газа, защемляемого на фронте, и 2) ухода временно защемленного газа из обводненной зоны. Возможен также вариант, когда реализуется только первый из них. Очевидно, что в этом случае представленную выше математическую модель можно сохранить, но ряд параметров должен быть изменен. Во-первых, следует учесть, что Asr будет определяться не только величинами s0 и о3, но и степенью расширения защемленного газа. Поскольку в обводненной зоне пласта Стз^о^о* (здесь <т* — газо- насыщенность, при которой газ приобретает подвижность), можно поступить двояким образом. При самом грубом приближении можно задать Asr=l— о—s0, где о=(о3+о*)/2. Более точно AsP оценивается путем физического моделирования с коррекцией измеряемых величин по характерным константам натуральных кернов. Таким же путем следует определить значение обобщенной 6В.
Если же программа заводнения выбрана в расчете на реализацию обоих факторов повышения газоотдачи, математическую модель необходимо изменить таким образом, чтобы она учитывала выход газа из обводненной зоны. Проще всего в основу такой трансформации положить идею «проницаемого поршня», т. е. считать вытеснение газа водой по-прежнему поршневым, полагая, что в обводненной зоне устанавливается водонасыщенность s= —1—<т*, а весь излишек газа мгновенно перетекает через фронт. Тогда в уравнение (142) следует ввести дополнительное слагаемое:
п
-V”^^-<144)
где
Рв — (Рв+pJ j2.
Кроме того, необходимо задать Asr=l—So—о* и кв=кв(с*). Реализация первого и второго вариантов заводнения с непрерывным снижением давления связана с особой программой поддержания р3Ц) и рг(0- В первом случае газоотдача зависит от рг(0> т- е- условие, достаточное для получения эффекта, имеет вид
4г<°*(145)
Поэтому выбор оптимального параметра разработки сводится к расчету показателей разработки при нескольких значениях темпа снижения давления в газовой зоне. Программа р3(0 при этом может быть произвольной, т. е. выбираться из иных соображений (дебиты нефти, ограничения на р3, связанные с конкретными физико-геологическими условиями и т. п.).
При реализации второго технологического приема программа изменения пластового давления в газоконденсатной зоне рг от 172
времени t должна зависеть от динамики закачки воды р3(0- Эта задача в общем виде сводится к следующему. В фиксированном сечении пласта (х) давление после прохождения фронта воды (ё) изменяется соответственно:
при х^^.1
рИ=Рз^-х р^-рЖрИ=Рз^-х р^-рЖ(146)(146)
рИ=Рз^-х р^-рЖ
рИ=Рз^-х р^-рЖ
(146)
(146)
монотонное снижение давления в обводненной зоне обеспечивается
при O^x^l
(147)(147)dp(x,t)dt, и-
(147)
(147)
Hp(t)dtHp(t)dt(148)(148)Учитывая, что
Hp(t)dt
Hp(t)dt
(148)
(148)
^L— х= Др (Q »Л, dt t "Т-’ ^)—*
Л г 2ккв у-отДвР,
из (146) получим условие для монотонного снижения давления Р(х, ty
При х^^\
p's ~ ^^^--^N1-] <0,(149)
(Рз — Рг) fit(Рз — Рг) fitР’зР’зРз — РгРз — Рг<0. (150)<0. (150)
(Рз — Рг) fit
(Рз — Рг) fit
Р’з
Р’з
Рз — Рг
Рз — Рг
<0. (150)
<0. (150)
В случае grad p=const, что требует задания ^r=const, из (149) следует
при 0</</к
р'з<0,(151)
тде /к —время окончания процесса. Заметим, что в общем случае при условии р'гСО не обеспечивается монотонное снижение р (х, t).
Наиболее простая программа динамики закачки воды ра(/) — равномерное снижение давления, т. е. p3(t)=Po—«at. В этом случае давление в газовой залежи при grad p=const
рДй=р. — а31л(I52)
rrvi re з ккцГпДз \ h Jv '
или
P^ = Pe-^t, «r = “3 + -fe^- (-Т-У = аз+?-(153)
Здесь а3— заданный по времени темп снижения давления на линии нагнетания; аг — темп снижения давления в газовой зоне.
Темп снижения давления в газовой зоне выгодно выбрать таким, чтобы рг(£=1)=р*, т. е. чтобы к моменту подхода фронта воды к линии отбора давление в газовой зоне равнялось давлению р* при окончании разработки залежи. Для вычисления соответствующих а3 й аг обратимся к формулам (149), которые с учетом (153) представим в виде:
(154)
О
Полагая при g=l /—/* п рг=р*, находим:
==<155>
Используя (155), определяем оптимальный темп снижения давления на линии нагнетания:
«3 =_ р^ 1 уТ _ ^(156)
Таким образом, для однородного пласта оптимальный режим вытеснения газа по второму варианту задается условиями (155) и (156), исходя из заданного срока разработки, т. е. постоянного расхода воды в газовую зону ^г. Для расчета остальных прогнозных показателей разработки должно быть введено еще одно условие (например, общий темп закачки воды).
Численное моделирование процесса барьерного заводнения по первому и второму вариантам непрерывного снижения давления позволяет, в частности, получить зависимость текущей газоотдачи от давления в газовой зоне ц(рг). Очевидно, что для натурных объектов, где запасы конденсата невелики, а конденсатосодержание газа слабо зависит от давления, коэффициент извлечения конденсата у^ц.
В противном случае для расчета конденсатоотдачи модель должна быть дополнена уравнением:
С (р) dig (р)
С'М ’(157>
Го
где С(р) и С(ро) —содержание конденсата в потоке извлекаемого газа, подлежащее экспериментальному определению, и начальное содержание конденсата.
Из общих соображений ясно, что в однородном пласте при условии рг(^ = 1) =р*, когда i]* = 7j*max, реализуется максимально р*
возможная степень поддержания давления, т. е. J С (/?)(/?)>
Ро
без преждевременного обводнения пласта. Заметим, что в рамках этих ограничений при условии pr(g*= 1) =р* обеспечивается y*=Y*max. Понятно, что в зависимости от вида С(р) максимум конденсатоотдачи можно получить при рг(§=1)>р«, но при этом возрастают пластовые потери газа. Учитывая это обстоятельство, а также то, что стоимость общих запасов газа, т. е. ц», обычно выше, чем конденсата, можно утверждать, что в однородном пласте условие рг(^*=1)=р* — хорошее приближение оптимального использования общих запасов газоконденсатной зоны.
В неоднородном пласте вследствие неравномерного обводнения пропластков даже грубую оценку оптимальных условий разработки газоконденсатной зоны из общих соображений дать нельзя. Поэтому для выбора а3 и аг следует провести серию численных экспериментов на модели при условии рг(£* = 1) =р* для наиболее проницаемого пропластка.
Расчет прогнозных показателей процесса барьерного заводнения по способу «сухого поля» требует предварительной оценки размеров последнего. В остальном схема численного моделирования сохраняется, причем одним из задаваемых условий может служить рг=Ро в период закачки воды, когда вырабатываются основные запасы нефти.
Для оценки предельного размера «сухого поля», обводнение которого заканчивается при давлении, равном давлению при окончании разработки залежи р*, можно использовать следующий метод. При отсутствии притока воды в газоконденсатную зону, очевидно, что
л §8)
где 6* — относительный объем «сухого поля; Si —средняя водонасыщенность обводненной зоны при начальном давлении р0; $2 — средняя водонасыщенность пласта к моменту полного обводнения газоконденсатной зоны; s0— начальная водонасыщенность пласта. Si и «2 экспериментально определяют с помощью кернов, причем S2 = f(P*). .
Для измерения характерных насыщенностей целесообразно воспользоваться специальным кернодержателем (рис. 76). Керн 1, необязательно правильной конфигурации, после измерения его объема и пористости помещают в вертикальном положении в цилиндрическую форму и заливают свободное пространство расплавленным оловом. Обработкой на токарном станке оправке 2 придают вид, показанный на рисунке. Сам кернодержатель состоит из двух патрубков длиной примерно 25 см с фланцами 3 и стяжками 4. Зажав керн в кернодержателе, патрубки поочередно заполняют гранулярным материалом. Последний должен иметь после уплотнения характерную для керна проницаемость. Это
Примечание. * указывает на окончание запроектированного процесса
разработки.
делается для того, чтобы свести к минимуму влияние граничных эффектов на фильтрацию газоводяной смеси. ' ■ Систему насыщают под вакуумом водой и прокачивают через нее воздух. Затем керн извлекают и взвешивают с целью определения s0. Если последняя уже известна, необходимость этой операции отпадает.
Следующая операция состоит в вытеснении газа водой при р=р0 (выход из системы открыт в атмосферу). Скорость вытеснения должна быть выбрана с учетом условий, характерных для процесса заводнения пластов. После обводнения керн извлекают и по приращению веса определяют si.
Рис. 76. Кернодержатель для оценки критических насыщенностей
В третий раз собирают систему, создают начальную водонасы- щенность и проводят вытеснение газа водой при р=ро. После прорыва воды закачку ее прекращают и один из торцов керно- держателя отсекают. Через другой торец под вакуумом откачивают из пористой среды воду и газ, равномерно снижая давление до р*. Темп снижения давления следует выбрать из условий подобия натуре. При достижении р=р* систему разбирают и по весу керна определяют s2-
В случае неоднородного пласта требуется ввести некоторое эффективное значение s*, которое может быть выбрано по разным соображениям. Если непременное условие разработки — недопустимость обводнения газовых скважин до момента р=р*, то очевидным требованием должно быть 1—§*^6 для наиболее проницаемого пропластка. '
При составлении проекта разработки можно рассчитать добычу нефти таким образом, что к моменту прекращения закачки воды извлекаемые запасы нефти еще не будут исчерпаны. Тогда при Доразработке залежи на режиме истощения наряду с добычей газа из «сухого поля» будет продолжаться эксплуатация нефтяной оторочки. Заметим, что если в результате просчета или по ряду объективных причин к моменту прекращения закачки воды нефтяные скважины окажутся полностью обводненными, то нефтяная оторочка все равно будет объектом эксплуатации. Ранее было показано, что благодаря развитию режима растворенного газа из обводненного нефтяного пласта можно добыть заметное количество нефти, которая при прокачке воды с поддержанием 176
р—р0 неподвижна. Поэтому так или иначе в период доразработки залежи эксплуатацию нефтяных скважин стоит продолжать.
Понятно, что при добыче жидкостей из нефтяной оторочки на стадии доразработки начнут действовать газонапорные режимы (в том числе режим газовой шапки и защемленного газа). Этот процесс в любом случае происходит с увеличением газонасыщенного объема, поскольку попутно с нефтью из пласта извлекается закачанная ранее вода. Следовательно, газонасыщенность в пределах обводненной зоны газоконденсатной шапки будет расти быстрее, чем это вызывается только вторжением воды в «сухое- поле». Благодаря этому восстановление подвижности защемленного газа произойдет раньше, чем при отсутствии оттока воды,, а объем последней, вторгающейся в «сухое поле», к моменту достижения давления забрасывания будет меньшим. Можно установить такое соотношение темпов добычи жидкостей из нефтяной оторочки и газа из «сухого поля», что размеры его вообще не будут сокращаться. Для этого за весь срок доразработки отбор воды из газоконденсатной зоны через нефтяные скважины должен соответствовать значению s = ^;L. Очевидно, что такая задача^ вполне выполнима на практике.
Другой благоприятный фактор — гравитационная сегрегация, газа и воды. Общее снижение давления в залежи, сопровождающееся ростом газонасыщенности в обводненной зоне и восстановлением подвижности защемленного газа, должно стимулировать» этот процесс до такой степени, что скорость сегрегации может быть сопоставима с~тешюм*6тбЬрд газ‘а"йТ^ причине возможности для вторжения воды в «сухое поле» еще более: ограничиваются.
Таким образом, потенциальная угроза полноте извлечения запасов газоконденсатной зоны из-за неизбежных просчетов при проектировании системы разработки устраняется возможностью» оперативного регулирования динамики обводнения «сухого поля». Повышенная надежность способа позволяет рекомендовать его к самому широкому применению на нефтегазоконденсатных месторождениях.
С учетом изложенного сделаем ряд общих выводов. Отметим,, прежде всего, что, исходя из идеи барьерного заводнения, можно* предложить несколько способов реализации ее на практике. При одновременной разработке нефтегазоконденсатных залежей на нефть и газ с конденсатом, что является одним из важнейших достоинств барьерного заводнения, основная задача заключается в обеспечении высокой полноты использования запасов газоконденсатной зоны. Для достижения этого можно использовать два пути: оптимизацию заводнения пласта при поддержании начального давления и применение способов частичного поддержания давления в газоконденсатной зоне. Первый из них по объективным причинам не всегда способен привести к желаемому результату. Эффект,
17Г17Г12—7
17Г
17Г
получаемый при использовании методов частичного поддержания давления, почти не зависит от конкретных физико-геологических условий; влияние особенностей геологического строения имеет подчиненное значение. Поэтому использование принципов поддержания давления — реальная основа рационализации барьерного заводнения и широкого внедрения этой технологии в практику.
Наиболее перспективными следует считать две описанных выше модификации барьерного заводнения. Первая (способ «сухого поля») рассчитана для применения на нефтегазоконденсатных залежах «запечатанного» типа. Вторая (непрерывное заводнение со снижением давления в газоконденсатной зоне) удовлетворяет условиям жесткого напора законтурных вод.
Эти способы не исключают возможности одновременного дополнительного воздействия на нефтяную оторочку (законтурное, площадное заводнение) и газоконденсатную шапку (сайклинг-про- цесс, закачка воды). Комбинированное воздействие придает системе разработки еще большую гибкость, допускающую раздельное регулирование хода заводнения отдельных участков нефтяной и газоконденсатной зон. Именно этот принцип должен быть положен в основу проектирования разработки месторождений с крупными нефтяными оторочками.
' Частичное поддержание пластового давления закачкой воды в газоконденсатную зону
Барьерное заводнение и предложенные модификации его — не универсальное средство решения проблемы рациональной разработки 'нефтегазоконденсатных залежей. На практике нередко встречаются -объекты, где нефтяная оторочка занимает обширную подгазовую зону при относительно небольшом этаже нефтеносности. При организации барьерного заводнения на -этих объектах нельзя получить значительного эффекта из-за возможности быстрого прорыва закачиваемой воды через нефтяной слой и ухода ее в законтурную - область. Более того, закачка воды в таких условиях способна нанести вред вследствие расчленения нефтяной оторочки.
Технологически наиболее эффективной схемой разработки залежей с обширными подгазовыми зонами считается первоочередная эксплуатация нефтяной оторочки с поддержанием депрессий в скважинах на уровне, исключающем образование газовых конусов. Примером успешной реализации такой схемы может служить разработка Анастасиевско-Троицкого месторождения. Очевидный недостаток ее, однако, заключается в длительной консервации запасов газа. Если это условие не выполнять, может произойти неконтролируемое смещение нефтяной оторочки в газовую зону вследствие эффективного напора краевых вод.
Для сохранения благоприятных условий выработки запасов нефти при одновременном отборе газа можно прибегнуть к компенсации давления в газовой зоне закачкой воды. Поддержание .давления, помимо стабилизацйи положения газонефтяного контак- .178.
та, должно благоприятно отразиться на коэффициенте извлечения- конденсата. Понятно, что подобный прием может найти применение и на газоконденсатных залежах без нефтяной оторочки, где основной целью будет повышение конденсатоотдачи.
В основу систем разработки с закачкой воды в газоконденсатную зону должны быть положены три принципа, отвечающих физике процесса.
Для достижения максимальной газоотдачи необходимо создать условия, при которых защемленный газ извлекается из обводненной зоны пласта. Пути реализации этого требования обсуждались выше.
При заводнении газонасыщенных пластов создание сплошного фронта воды с целью достижения максимальной газоотдачи необязательно. Для этого достаточно, чтобы неохваченные вытеснением газонасыщенные объекты (целики, пропластки, линзы) сохраняли связность в пределах дренируемых зон до конца истощения залежи*
Изменение формы заводненных зон и их объема при снижении давления зависит главным образом от неоднородности пласта по проницаемости и слабо зависит от его геометрии и размещения эксплуатационных скважин.
Исходя из этих принципов можно предложить четыре варианта заводнения газоконденсатных зон, отличающихся по пространственному размещению закачиваемой воды (сплошные, локальные) и по программе поддержания давления (способ «сухого поля», час- тцчное непрерывное^ ашшшом. заводнении используют ряд скважин, размещенных в купольной части, через которую нагнетают воду, осуществляя одну из указанных систем поддержания давления. Очевидно, что применимость такой формы заводнения ограничена месторождениями, где гравитационный отток закачиваемой воды не способен нарушить запланированный ход разработки. Для залежей типа Анастасиевско-Троицкой она не подходит.
На месторождениях «неудобной» формы и в случае сильной изменчивости коллекторов по проницаемости целесообразно применять локальное заводнение (рис. 77). Сущность его состоит в том, что в пределах продуктивной толщи выбирают отдельные,, «удобные» объекты (линзы, пропластки, зоны), которые селективно заполняют водой. Темпы поддержания давления могут быть различными, но, учитывая сложность регулирования локального заводнения, предпочтение следует отдать способу «сухого поля».
При выборе объектов для селективного заводнения нужно руководствоваться следующими правилами. Во-первых, необходимо обеспечить контролируемое распространение воды в период закачки и растекания ее при снижении давления. Во-вторых, их объем должен быть достаточным для выполнения системы и темпов поддержания давления. В-третьих, размещение заводняемых объектов в пространстве не должно затруднять добычу газа с конденсатом.
Рис. 77. Схема локального заводнения:Рис. 77. Схема локального заводнения:■а — разрез; б — план; 1 — области, -подлежащие заводнению■а — разрез; б — план; 1 — области, -подлежащие заводнениюО COS ®! V fejm1О COS ®! V fejm1Ух ($1)Ух ($1)
Рис. 77. Схема локального заводнения:
Рис. 77. Схема локального заводнения:
■а — разрез; б — план; 1 — области, -подлежащие заводнению
■а — разрез; б — план; 1 — области, -подлежащие заводнению
О COS ®! V fejm1
О COS ®! V fejm1
Ух ($1)
Ух ($1)
В каждом конкретном случае при проектировании процесса локального заводнения имеются широкие возможности для выбора «удобных» объектов, подлежащих заполнению водой. Рассмотрим две характерные ситуации. Первая из них относится к случаю, когда в разрезе продуктивной толщи выделяются отдельные высокопроницаемые линзы, пропластки, зоны, причем благодаря пологому залеганию пласта гравитационный сток воды не способен существенно повлиять на ход заводнения. Понятно, что именно в эти объекты легче направить зака. счиваемую воду и удержать ее там в пе-
риод снижения давления.
Иное положение возникает, если на фоне высокопроницаемой толщи выделяются отдельные линзы и прерывистые пропластки коллекторов с ухудшенными коллекторскими свойствами. При этом гравитационный сток воды может существенно исказить динамику пластового давления. В этом случае для удержания воды в заданных границах целесообразно воспользоваться граничными капиллярными эффектами [17, 18].
При гравитационном стоке воды из слоистой системы пропластков с различными коллекторскими свойствами насыщенность у подошвы малопроницаемого слоя претерпевает скачок в соответствии с условием = ^^уг(5*г) + дМ (159)
где индексы 1 и 2 идентифицируют малопроницаемую и высокопроницаемую среды; $2 — насыщенность, при которой вода полностью теряет связность; Ду— разность плотностей воды и газа, Л*1 — мощность слоя воды в интервале насыщенностей от Si до 8г.
При соблюдении этого условия малопроницаемый пропласток (линза) способен удержать от стока, помимо реликтовой, дополнительное количество воды, которое определяется величиной /i*i(si—So). В определенных условиях целесообразно прибегнуть к загущению воды полимерами. Движение полимерных растворов в пористых средах характеризуется начальным градиентом сдвига и фактором сопротивления [66]. Поэтому загущением воды можно резко ограничить или вообще исключить перетоки агента через малопроницаемые пропластки, в том числе и гравитационный сток.
При выборе объектов для заводнения следует воспользоваться также наличием в резерве непроницаемых включений (глины, аргиллиты), литологической изменчивостью и разрывными нарушениями, вследствие чего в продуктивной толще часто существуют
полузамкнутые пространства эффективных коллекторов. Механическое экранирование, естественно, уменьшает возможность неконтролируемого растекания закачиваемой воды. Поэтому всякие полузамкнутые пространства удобны для локального заводнения.
При локальном заводнении в залежи возникает сложная система обводненных и газонасыщенных объектов, которая к тому же претерпевает изменения при снижении давления на втором этапе разработки. Однако кажущейся бессистемностью обводнения можно «управлять», что по существу позволяет регулировать естественную бессистемность в распределении фильтрационных и емкостных свойств коллекторов.
Движение каждого «пятна» воды после прекращения закачки ограничено его расширением. Для расчета этого процесса можно воспользоваться эмпирической закономерностью:
K/V0=l+s*lgp0/p, (160)
где V — текущий и VQ — начальный «объемы пятна». Чтобы вода не вышла за пределы выбранного объекта, необходимо соблюдение условия У(р*)^Упл- Максимальный эффект поддержания давления, очевидно, обеспечивается при Vo=Vnn/l+-s.
Частичное поддержание пластового давления путем селективной закачки воды позволяет заметно повысить конденсатоотдачу. Допустимый объем закачки, т. е. степень поддержания давления, может оказаться небольшим в сравнении с объемом газоконденсатной шапки. Однако извлечение лишь 30% газа при начальном давлении из залежи типа Вуктыл Коми АССР п^дет к унрпиирпито конденсатоотдачи примерно с 30% до 50%, что представляется весьма существенным приростом.
Выше рассматривались методы предотвращения неконтролируемого гравитационного стока воды. Но в некоторых ситуациях гравитационный сток можно использовать целенаправленно. Например, в крутопадающих мощных пластах организация сплошной водяной завесы между нефтяной и газоконденсатной зонами вызывает определенные трудности. Если этаж нефтеносности невелик, а естественная водонапорная система активна, то при закачке воды непосредственно на газонефтяной контакт существует реальная угроза быстрого прорыва ее через нефтяной слой и ухода в законтурную область. Чтобы предупредить такой ход событий, являющийся следствием концентрации репрессии на тонком слое нефти, нагнетательные скважины следует располагать в куполе залежи. При этом целесообразно воспользоваться эффектом гравитационного растекания воды подобно тому, как показано на рис. 78.
Описанные приемы не исчерпывают всех возможных вариантов заводнения газоконденсатных зон, поскольку реальные залежи по своим характеристикам много разнообразнее рассмотренных здесь простых моделей. Поэтому при выборе оптимальной системы заводнения следует ориентироваться на конкретные физико-геологические условия, учитывая все возможности полезного использова-
ния особенностей строения залежи, неоднородности коллекторов
начального насыщения и т. и.
Большие потенциальные возможности связаны с комбинированным воздействием на пласт. На различных участках (по площади и разрезу) залежи может оказаться целесообразным применение различных систем и модификаций метода заводнения, которые
представляются взаимно исключающими при тотальном подходе
Рис. 78. Схема гравитационного растекания воды:Рис. 78. Схема гравитационного растекания воды:I -* обводненная зона; II — перемещение контакта газ — водаI -* обводненная зона; II — перемещение контакта газ — водак выбору системы разработки. Это означает, что наряду с использованием капиллярных и механических экранов для предотвращения неконтролируемого стока в купольной части залежи возможно полезное использование гравитационного растекания воды, закачиваемой в области пласта, прилегающей к газонефтяному контакту. Наряду с заводнением некоторых объектов газоконденсатной зоны по способу «сухого поля» закачку воды в другие объекты целесообраз
Рис. 78. Схема гравитационного растекания воды:
Рис. 78. Схема гравитационного растекания воды:
I -* обводненная зона; II — перемещение контакта газ — вода
I -* обводненная зона; II — перемещение контакта газ — вода
но вести непрерывно до конца разработки залежи и т. п.
Возможно, что такая дифференциация на участки и объекты залежей с небольшими запасами излишня. Однако для крупных месторождений она совершенно необходима, поскольку разработка по единой схеме участков, резко отличающихся по физико-геологическим условиям, снижает эффективность извлечения запасов. Об этом свидетельствует отечественная и зарубежная практика.
Утилизация погребенной нефти при заводнениинефтегазоконденсатных месторождений
Как уже отмечалось, насыщение остаточной (погребенной) нефтью газоконденсатных зон закономерно для такого типа залежей. Однако по мнению некоторых специалистов этй особенность характерна для отдельных, уникальных месторождений. Количество ее и насыщенность колеблются в довольно широких пределах. Установлено, например, что «а некоторых нефтегазоконденсатных месторождениях остаточная насыщенность нефтью достигает 30%, а запасы погребной нефти — десятков и сотен млн. т. Поэтому при поиске путей рационализации разработки нефтегазоконденсатных залежей необходимо учитывать и эту важную их особенность.
Исходя из представлений о физике трехфазных систем, можно предложить несколько способов утилизации погребенной нефти в рамках технологии заводнения.
При реализации способа барьерного заводнения или при закачке воды непосредственно в газоконденсатную зону погребенная 182
нефть может быть частично извлечена через газовые скважины за счет образования нефтяного вала и повышения подвижности нефти в трехфазных системах при снижении давления.
Известно, что при заводнении нефтяных пластов, подвергшихся частичному истощению в период первичной разработки, на фронте воды формируется область повышенной нефтенасыщеннос- ти (нефтяной вал). Такой же эффект можно наблюдать и при вторжении воды в газоконденсатную зону нефтегазоконденсатной залежи, если насыщенность пласта погребенной нефтью достаточно велика. Для расчета динамики вала нефти и нефтеотдачи можно использовать известные математические модели, например, представленную в [52]. Понятно, что количественные показатели процесса будут существенно зависеть от величины и распределения остаточной нефтенасыщенности, а также от охвата пласта заводнением. Непременным условием формирования нефтяного вала является превышение накопления нефти на фронте воды над потерями ее в обводненной зоне, т. е. ро—рк>0.
Для достаточного извлечения погребенной нефти можно воспользоваться также гистерезисными явлениями в трехфазных системах при снижении пластового давления. Если после обводнения газоконденсатной зоны отбирать воду из нее и снизить давление, то попутно с водой и газом должна выноситься нефть, которая до того оставалась неподвижной. Очевидно, что осуществление такого мероприятия не создает принципиальных затруднений. Более того, запланированный отбор воды из обводнявшихся газоконденсатных скважин, как было указано, позволяет улучшить конечные показатели разработки: ~ - - -
Однако организация откачки воды связана с определенными затратами, поэтому применению такой операции на практике должна предшествовать оценка прироста добычи нефти, что требует дополнительных экспериментальных измерений на натуральном керновом материале.
Коэффициент вытеснения определяют по формуле
Ро ’
где р*— средняя нефтенасыщенность после снижения давления до р*. Значение р0 обычно определяют путем экстрагирования кернов, поднятых из различных участков газоконденсатной шапки. Для измерения р* следует воспользоваться методом, который предложен для оценки предельных размеров «сухого поля». Для этого керн, насыщенный жидкостями и газом в соответствии с натуральными условиями, подвергают истощению, снижая давление в системе до р*.'
Очевидно, что этот метод позволит оценить коэффициент вытеснения нефти с некоторым занижением, поскольку при снижении давления проявляется режим растворенного газа, в результате чего извлекается дополнительная нефть. С другой стороны, в ре-
альных условиях на нефтеотдачу существенно влияет неравномерность дренирования пласта (коэффициент охвата). В результате по значению р*, определенному по керну, не получат точного представления о нефтеотдаче. Однако а* не характеризует и максимальный предел нефтеотдачи, поэтому резко завышенной она быть не должна. Таким образом, для грубой оценки потенциальных возможностей обсуждаемого способа добычи погребенной нефти знать а* достаточно.
Рис. 79. Схема смещения нефтяных оторочек.
/ — эксплуатационные скважины; 2— нагнетательные скважины; 3— контуры оторочки
Понятно, что ожидать высокой степени извлечения погребенной нефти в период заводнения и при доразработке залежи было бы нереальным. Но при применении систем разработки «на истощение» она остается в пласте целиком и поэтому вообще не может рассматриваться как объект добычи. Поэтому добыча хотя бы 20 или даже 10%' от запасов погребенной нефти наверняка компенсирует дополнительные затраты на отбор воды из обводнившихся газоконденсатных скважин.
Другая возможность полезного использования погребенной нефти связана с идеей искусственного контролируемого смещения нефтяных оторочек по пласту. Сущность предлагаемого способа состоит в том, что нефтяную оторочку смещают в купол залежи, используя для этого законтурное заводнение (рис. 79). Пластовое давление в газоконденсатной зоне, которая немедленно вводится 184 ■
в эксплуатацию, поддерживают на начальном уровне в течение всего срока разработки или на первом ее этапе во избежание ретроградных потерь конденсата и нежелательного разгазирования нефти. г
Как было показано, при смещении нефтяных оторочек в газонасыщенную зону пласта потери нефти сокращаются, если в коллекторе содержится погребенная нефть (рис. 79,а). При (ро—рк) > >0 процесс идет даже с накоплением нефти в оторочке так, что нефтеотдача может в принципе превышать ее начальные запасы. Не менее важным является то обстоятельство, что при смещении оторочки в купол залежи обычно реализуется сходящийся поток, благодаря чему ширина нефтяной зоны увеличивается (рис. 79,6) •
Рассмотрим для пояснения задачу о смещении круговой оторочки в центр однородного пласта постоянной мощности. Положим, что в исходном состоянии Ro и го — внешний и внутренний контуры нефтеносности, рн— начальная нефтенасыщенность в зоне оторочки, ро — насыщенность пласта погребенной нефтью, рк— нефтенасыщенность за фронтом воды, ок — остаточная газонасыщен- ность в зоне смещенной оторочки. Вытеснение будем считать поршневым в строго радиальном направлении, так что оторочка ® промежуточном положении характеризуется R и г.
Согласно материальному балансу, при ро>рк
?к №*. - Л) + р.г\ - (Рн - aj (R1 - г2) - Р.Г2 - Рк (R\ - R1) -0, (161)
1Z1 JPh ~ ®к ~ Рк) Я2 — (Рн~l£k)J?2o 4~.(Рл —fehfliL..(162) гри—’к—Ро’ v '
(163)(163)А- = Л1 (Рн—дк —Рк)dR Г (ри—=к —Ро)
(163)
(163)
Условие (163) отражает тривиальный факт, что при ро>рк оторочка непрерывно расширяется по мере смещения к центру залежи независимо от прочих условий. Однако компактность оторочки может повыситься и при ро=О.
. Положим, что ок=0, т. е. в зоне смещенной оторочки сохраняется насыщенность рн. При постоянном объемном темпе смещения R2=R20—Ct, т. е.
(164)(164)^L = ^^2о~^оу = Рн —Рк
(164)
(164)
dR/dt Vr^ — wCt *Рн
Расширение оторочки, т. е. r'lR'>\, происходит при ш2^20—
—г20> (w2—w^Ct. Поскольку w<l, независимо от времени
(165)(165)r'IR,->\ при w2/?20— г\">0 или -—->-5".
(165)
(165)
Для иллюстрации эффекта схождения потока рассмотрим круговую оторочку с параметрами: /?о=5ООО м; го=476О м; рн=0,8;
рк=0,2; (Гк=0,1. После смещения ее в купол образуется нефтяное поле с радиусом Я. Вместо кольцевой оторочки с шириной 240 м при различных р0 будем иметь:
ро=О,15£=675 ма=0,125
ро=О,2О£= 1650 ма=0,75
ро=О,ЗО£=2690 ма=2,00■
ро=О,4О £=3440 м а = 3,25
Коэффициент нефтеотдачи по отношению к геологическим запа- сам\оторочки а здесь вычислен по формуле
а I I (Рп рк! Рк
Какой бы ни была упрощенной рассмотренная здесь модель, ясно, что способ смещения оторочки обладает большими потенциальными возможностями. Накопление нефти и улучшение формы нефтяного поля позволяют получить эффект первого порядка даже в неблагоприятных физико-геологических условиях (неоднородность коллекторов, сложная конфигурация нефтяной оторочки и т. п.).-
При смещении оторочки в купол залежи конденсатный газ будет вытесняться не водой, а нефтью. Благодаря этому, как показали эксперименты, остаточная газонасыщенность заметно снижается. Следовательно, при полном поддержании пластового давления должны быть достигнуты более высокие газоотдача и конденсатоотдача, чем при закачке воды в газоконденсатную зону.
Исходя из этих соображений, можно предложить несколько модификаций способа, отличающихся по масштабу смещения оторочки, а также по темпам добычи нефти и поддержания пластового давления.
. Если процесс по расчету должен сопровождаться накоплением нефти в оторочке, последнюю целесообразно сместить до предела, т. е. образовать в куполе залежи сплошное нефтяное поле. Добыча газа с конденсатом при этом ведется непрерывно с момента применения законтурного заводнения. Темп отбора должен быть таким, чтобы пластовое давление в газоконденсатной зоне оставалось на начальном уровне. В отношении нефти можно поступить, двояким образом. В простейшем случае добычу ее начинают после образования в куполе, залежи сплошного нефтяного поля, продолжая закачку воды. Можно добывать нефть и с самого начала разработки залежи, «перехватывая» оторочку на пути ее движения. Темп отбора нефти при таком варианте разработки не должен превышать уровня, при котором оторочка начнет сокращаться в размерах со скоростью, создающей угрозу ее полного исчезновения. Этот вариант более сложен в технологическом отношении, но обладает тем преимуществом, что добыча всех видов сырья ведется одновременно.
Если процесс изменения формы оторочки связан с потерями нефти или с тем условием, что в куполе залежи целесообразно.
оставить «сухое поле» с целью повышения коэффициентов извлечения газа и конденсата, то следует рассчитать оптимальный масштаб смещения оторочки. Отбирать нефть, как и в предыдущем случае, можно после сформирования искусственного нефтяного поля или попутно с этим.
Очевидно, что каждому из рассмотренных вариантов должна соответствовать определенная система размещения эксплуатационных (нефтяных и газоконденсатных) и нагнетательных скважин, а также методы контроля и регулирования процесса разработки. Помимо получения достоверной информации о характеристике пласта для решения указанной проблемы потребуются физическое, численное и аналоговое моделирования залежи.
Представим одну из возможных математических моделей смещения оторочки'в одномерном слоистом пласте с нулевой связностью между пропластками. Процесс описывается системой уравнений
Аm:kS: dx (,
APi (0 = Д^ (0 =xt 4-
+-Г- ^=. - Ap^z) Л + (L - x^ B] I,(166)
A = l, B=0 при XiUoApiXi<L,/4—0, B=1 при Xi—Z,o—ApiX^L,
mtASiht -^- = q.(167)
z=i
Введем обозначения: Xi—Xi/L, Lw=lolL, ^i=hi!H, [x^qtjLH},
n
Иц L—длина залежи, к, = —^т^". Тогда в безразмерных пар аметрах име е м:
^Р W = ^ "^ {^z + ^ К^/о - Apz^z) Л 4- (1 - xj В]}, (168)
А = 1, В=0 при xt—Ью—ApiXi<l, А=0, В=1 при Xt—Li0—ApjX^l, 5^4»» -z!2- = l.(169)
Обозначим:
^ {л, +»\(LU - Д Р1л:а Л + (1 - xj В]} ^ р„(170>
т^Д^га^(171)
; Исходя из равенства Др(/), для всех пропластков получим
Р.Т=^=--=?.^-.(172)
073>
Согласно (172), .Л 7ЛХ
dt — ₽j dt'
Подставим (174) в (173), получим:
j'TT=L<175>
/и-|
В результате получим систему уравнений, для решенья которой используется метод Рунге — Кута.
При i=l, 2,...,п
J(176) dtп •х г
р,2 «i/?ii=l
dxi Pi dx,1
* Pi dt"
Pi 2 “i/₽i
Дебит газа при ]'<Кк, Xi <l, Л=1, В=±=0
QT = Cr^mthstt?l-^L •(177)
i=i
Дебит нефти при j<:i<k, xt< 1, Л = 0, В=1
Q,= C.VmM»^L-(178)
Дебит воды при /<КА, л;>1, ^=1, Л=0, В=1
kk2850м2850мРис. 80. Модель опытного участкаРис. 80. Модель опытного участка
k
k
2850м
2850м
Рис. 80. Модель опытного участка
Рис. 80. Модель опытного участка
Q^C^m,^, ^-■(179>
Здесь Cr, CB, Cb — пересчетные параметры.
Для оценки эффективности смещения оторочек такая схема была применена при расчете показателей разработки участка на одном из месторождений Тюменской области. Объект был схематизирован в виде прямоугольного параллелепипеда (рис. 80), составленного пятью пропластками (/, 2, 3, 4, 5) с различными И»
/о, к, ро, рк, As в соответствии с фактическими данными геологической разведки и лабораторных определений. Размеры и запасы модели уменьшены в сравнении с натурой соответственно запла- тпфовактойу^^—~~
Результаты численных экспериментов при различных заданных q приведены на рис. 81—83. Суммарная добыча нефти с учетом неполноты охвата вытеснением составляет 70,5% от фактических запасов ее в оторочках и в чисто нефтяных пропластках для участка, выбранного в качестве примера. Из этого количества 12% добывается в период совместного отбора газа и нефти, 71,5%' —
Рис. 81. Результаты расчета технологических параметров смещения нефтяной оторочки
Го8ыГо8ыРис. 82. Годовые отборы нефти при различных темпах закачки водыРис. 82. Годовые отборы нефти при различных темпах закачки водыКонец узйк=?700м3( суткиКонец узйк=?700м3( сутки
Го8ы
Го8ы
Рис. 82. Годовые отборы нефти при различных темпах закачки воды
Рис. 82. Годовые отборы нефти при различных темпах закачки воды
Конец узйк=?700м3( сутки
Конец узйк=?700м3( сутки
Рис. 83. Изменение репрессий на пласт при различных темпах закачки воды .
в период постоянного уровня добычи и 16,5%—в водный период. Высокая нефтеотдача достигается за счет вовлечения в разработку погребенной нефти, насыщенность коллекторов которой в газовой зоне составляет 28—30%. В сравнении со стандартными методами заводнения конечная нефтеотдача оказывается в 2 раза выше, хотя исходные данные для расчетов одинаковы. Это обстоятельство — весомый аргумент в пользу применения на нефтегазовых залежах способа смещения оторочек.
При выборе оптимального варианта разработки исходили из двух условий: 1) эффект смещения оторочек должен проявиться по возможности скорее и 2) перепады давления между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин не должны превышать - предельных значений. Динамика отбора нефти по годам с начала закачки воды для трех наиболее напряженных вариантов показана на рис. 82, а Ар(/) для указанных темпов нагнетания—■ на рис. 83. Уже в варианте 2 (темп нагнетания 3200 м3/сутки) Артах достигает 150 кгс/см2. Исходя из конкретных геологических условий, он был признан приближающимся к предельно допустимому. При темпе закачки 2700 м3/сутки резкое нарастание добычи нефти должно произойти на пятом году с начала разработки, а к концу шестого года годовые отборы достигнут постоянного уровня. •
В общем случае из нескольких вариантов разработки для различных значений q можно выбрать (переходя от одного к другому) схему с переменным q, обеспечивающим более спокойное измерение Др^-шш даже.Др == сопзС.Заметим также^что представленная расчетная схема легко обобщается при радиальном течении жидкости.
УЧЕТ ВЛИЯНИЯ НАЧАЛЬНОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Разработка газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений на режимах истощения может сопровождаться частичным проявлением водонапорного режима: залежи в большинстве случаев подстилаются водой, которая приобретает активность при снижении пластового давления до определенного уровня.
В качестве примеров можно привести многие газоконденсатные залежи Краснодарского края (Ленинградское, Березанское, Староминское и др.), Ставрополья (Северо-Ставропольское), Волгоградской области (Саушинское, Абрамовское и др.) и нефтегазоконденсатные залежи АзССР (Карадаг, Зыря). Все эти залежи в разной степени испытывали влияние естественного водонапорного режима, причем в нефтегазоконденсатных месторождениях подошвенная вода, прорвав нефтяную оторочку, внедрялась в газоконденсатные зоны.
Как упоминалось, исследования показывают целесообразность применения в залежах такого типа искусственного заводнения, т. е. закачки воды в газонасыщенные зоны пласта.
В условиях внедрения воды в газонасыщенные участки пласта разработка залежей может сопровождаться рядом особенностей, обусловленных взаимодействием воды и породы. По этой причине показатели разработки (темп падения давления, обводненность объема пласта, газоотдача и др.) со временем будут изменяться и существенно отличаться от проектных, получаемых при гидродинамических расчетах. Основной механизм, вызывающий эти изменения, заключается в проявлении так называемого начального градиента (у0) давления (НГД) при фильтрации воды в породах со сравнительно большим содержанием глинистых интервалов в породе. Наличие такого начального градиента установлено экспериментально несколькими исследователями [113, 91]. До достижения этого градиента вода в породе практически неподвижна.
Во многих газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях в коллекторах содержатся значительные количества глинистых минералов. Кроме того, почти всегда наблюдается частое чередование слоев и прослоев разного состава породы, среди песчаников встречаются алевролиты пониженной проницаемости, в которых иногда содержатся значительные запасы газа и конденсата. Породы алевролитового типа при взаимодействии с водой способствуют нарушению линейного закона фильтрации, т. е. возникает начальный (предельный) градиент давления.
Содержание глинистых фракций в породе указанных месторождений показано в табл. 31.
Таблица 31
Месторождение
Коллектор
Средняя проницаемость, мД
Содержание глинистых фракций (>0,01 мм), %
Ленинградское
Песчаник алевролитистый.
200
От 10 до 40
алевролит глинистый
100
•Староминское
Алевролит
До 56
Каневское
Глинистый песчаник
38—40
Старо-Ставропольское
Песчаник глинистый
От 20 до 48
Саушинское
Алевролит глинистый
До 68
Карадагское
Песчаник глинистый
50
30
Зыря
То же
137—280
35—40
Анализ промысловых данных о продвижении пластовых вод в газоконденсатных залежах месторождений Краснодарского края показал, что этот процесс характеризуется существенной неравномерностью [10]. Вторжение вод начинается только после того, как пластовое давление в газовой зоне снижается на некоторую величину ро, составляющую по разным объектам от 6 до 67% от начального давления. Абсолютное значение р0 достигает десятков кгс/см2 (Челбасское месторождение 63 кгс/см2, Староминское — 41 кгс/см2, залежь III горизонта Майкопского месторождения — 39 кгс/см2). Эти данные свидетельствуют о существовании уо для воды в глинизированных коллекторах.
Для обычных глин, как показывают опыты [66], предельный градиент очень велик. Для монтмориллонита, например, у0 колеблется в пределах от 0,7 до 8,5 кгс/см2 на 1 м (в зависимости от температуры и водонасыщенности) [ИЗ]. Для глинистых песчаников и алевролитов значения начальных градиентов ниже, но также могут быть достаточно высокими. Правда, имеющиеся в настоящее вермя количественные данные по начальным градиентам не систематизированы. По данным работы [137], этот параметр в условиях фильтрации воды в глинистом песчанике составляет 0,05—0,10 (кгс/см2)/м. В глинистых почвах 70 = 0,4—0,5 (кгс/см2)/м, а в отсутствие глинистого материала в песчаниках в работе [121] зафиксированы низкие значения у0 — порядка 0,004 (кгс/см2)/м.
При оценках возможной величины уо следует учитывать, что для пористых сред она в среднем обратно пропорциональна проницаемости породы V^- Это означает, что в малопроницаемых породах предельные градиенты значительны.
В процессе разработки газовых месторождений важным является вопрос о прогнозировании начального градиента давления, при котором начинается активное вторжение вод в газовую залежь. Предсказание этой величины позволило бы более точно рассчитывать изменение давления по месторождению при составлении проектов разработки газовых пластов.
В связи с этим ниже приводятся формулы, полученные с помощью метода группового учета аргументов [42], позволяющие прогнозировать начальный градиент давления по данным, которые можно определить на начальной стадии разработки газовых месторождёнийг"""—:*—.
Ад=Д +Д ^+с, /т + D- —+ Е! •
Рпло“» Тртб m,V твР пло^ о
(180)(180)АА = А+Вг^^+С,АтеАА = А+Вг^^+С,Ате/^пло^еРт/^пло^еРтАрУ^в ^Рв^в^оРт/' ‘пле l^AinoАрУ^в ^Рв^в^оРт/' ‘пле l^Aino
(180)
(180)
АА = А+Вг^^+С,Ате
АА = А+Вг^^+С,Ате
/^пло^еРт
/^пло^еРт
АрУ^в ^Рв^в^оРт/' ‘пле l^Aino
АрУ^в ^Рв^в^оРт/' ‘пле l^Aino
V Агр-вДпл « V Ш оДпл»V Агр-вДпл « V Ш оДпл»(181)(181)
V Агр-в
Дпл « V Ш оДпл»
V Агр-в
Дпл « V Ш оДпл»
(181)
(181)
д^-Л.+В^ + С,д^-Л.+В^ + С,. 1АлоНт ^Ут. 1АлоНт ^Ут3 t1/Р плоРт ' Рт3 t1/Р плоРт ' Рт
д^-Л.+В^ + С,
д^-Л.+В^ + С,
. 1
АлоНт ^Ут
. 1
АлоНт ^Ут
3 t1/
Р плоРт ' Рт
3 t1/
Р плоРт ' Рт
Авт,Авт,(183)193(183)193
Авт,
Авт,
(183)
193
(183)
193
(182)
Здесь обозначения те же, что и в § 1 главы IV.
Формулы (180) — (182) отличаются числом исходных данных, необходимых для построения прогнозов. В первом случае в качестве входных параметров выбирались
■Аро—Аро(йв, Йг, Йв, Йг, рв, Рг> РплО, Йо> ^о, Qo),
13—7
во втором случае
Дро—Дро(£в, ^г, Лв, hr, цв, рг, Рпло, Йо, т0),(184)
а в третьем случае
Дро—Дро(^в, кг, кв, кг, Рв, Рг, Рпло, то)•(185)
Меры идентичности для формул (180) — (182) соответственно равны 0,70, 0,81 и 0,67. Поэтому наиболее предпочтительно при расчетах использовать уравнение (181). 1
В табл. 32 приведены численные значения коэффициентов, полученные при обработке данных 20 газовых месторождений Советского Союза.
Таблица 32
Формула
Л
в
С
D
£
F
(180)
(181)
(182)
—4,0733
11,1401
27,1565
—4,0741
19,0723
28155,60
44,2372
44,9979
—2478,89
1,39195-10s
—1,0405
—55,3917
—0,36-10« —859,4007 —5,6231
15', 6885
—1,8653
Теперь нетрудно понять, что будет происходить в многопластовых залежах при внедрении в них воды. В части высокопроницаемых пропластков и пластов вода будет активно продвигаться, в то время как в слабопроницаемых движения ее не будет совсем.
При изменении режимов отбора газа соотношение тех и других пропластков будет меняться, что отразится на показателях разработки и значении конечной нефтегазоотдачи.
Все это указывает на необходимость учета при проектировании такого физико-геологического фактора, как проявление неньютоновского характера жидкости при фильтрации воды в глинистых породах.
В связи с этим ниже рассмотрена схема работы газонасыщенного слоистого пласта с учетом количественной оценки влияния у» на показатели разработки при внедрении воды.
Приняты следующие условиям газовая, газоконденсатная (газоконденсатная зона нефтегазоконденсатного месторождения) залежь состоит из нескольких пропластков (п) разной проницаемости, разделенных непроницаемыми перемычками (рис. 84); залежь подпирается краевой водой и разрабатывается одной галереей (по линии х—0), пропластки имеют общий контур питания (x=L) и во всех до начала разработки наблюдается одинаковое постоянное давление р, равное давлению на контуре питания, газоводяной контакт находится в начальный момент на одном и том же расстоянии /0 от линии отбора, вязкостью газа пренебрегаем, т. е. пренебрегаем фильтрационным сопротивлением в газовой зоне по сравнению с обводненной. Газонасыщенность в необводненной зоне прини- 194
мается постоянной в каждом пропластке (изменением объема остаточного — «защемленного» газа с изменением давления пренебрегаем), плотность газа составляет СрД/).
Отбор газа начинается при заданном массовом дебите Q(O в расчете на единицу ширины пласта. Давление в Залежи начинает падать во всех пропластках одинаково pi (/). Вода в каждом пропластке может проникать в газонасыщенную зону, вытесняя часть газа. Текущее положение газонефтяного контакта в i-м пропластке— /,(/). По условию в зоне газонасыщенности х<Л(Д давление равно рД/).
Рис. 84. Модель слоистого пласта с начальным градиентом давления у0
Уравнение материального баланса для tasa записывается при этих условиях в следующем виде:
Q Ю = — 2 т^Ср. (t) Т ~ £ Ст^ X
п
Х^-Л-^т^Ср, (0 4-(186)
или пп
Q^ = -СР1 (О£ тД1 -s*z)ht ^— С ^-£тМ- (187)Si=i
Здесь m^ hi — соответственно мощность и пористоть i-ro пропластка. Движение воды можно принять стационарным, а закон фильтрации в обводненной зоне в каждом пропластке имеет вид:
“•=-^^-1-). |-^|>т»<188>
л др IU; = 0<_ Ч:.
Значения й, и у, зависят от газонасыщенности, причем с увеличением газонасыщенности hi уменьшается, а у, возрастает [69]. Однако для простоты решения будем считать в каждом пропластке kt и 7t постоянными во времени.
13*195
Учитывая, что скорость фильтрации воды в каждом пропластке не зависит от х (поскольку s2=const), из (188) получим соотношение(189)Учитывая, что скорость фильтрации воды в каждом пропластке не зависит от х (поскольку s2=const), из (188) получим соотношение(189)-^-(L-/;)’’ Р— Pl — XAL—lli>^hi 1=р-А-Тг(£-/г)<0.(191)-^-(L-/;)’’ Р— Pl — XAL—lli>^hi 1=р-А-Тг(£-/г)<0.(191)
Учитывая, что скорость фильтрации воды в каждом пропластке не зависит от х (поскольку s2=const), из (188) получим соотношение
(189)
Учитывая, что скорость фильтрации воды в каждом пропластке не зависит от х (поскольку s2=const), из (188) получим соотношение
(189)
-^-(L-/;)’’ Р— Pl — XAL—lli>^
hi 1
=р-А-Тг(£-/г)<0.(191)
-^-(L-/;)’’ Р— Pl — XAL—lli>^
hi 1
=р-А-Тг(£-/г)<0.(191)
(— ui -j-+Тг) ( — 4) = (p — Pt) li
при Yi(£—£)<(p—Pl),
Ы,—0 при Yi (L—Ц) > (p—Pi) •
Учитывая равенство
(190)(190)«< = -^(1-5*1)^,
(190)
(190)
получим следующее уравнение:
P — Pi — 'd (L — h)
Уравнения (187) и (191) образуют систему с п-|-1 неизвестными, pi и /,. В общем случае эта система может быть решена численным методом. Определим начальный градиент давления на’мо- дели газовой залежи с двумя пропластками. Расчеты с вариациями параметров проведены с помощью ЭВМ «Наири». Для решения система уравнений была приведена к безразмерному виду путем введения новых переменных и параметров:
С = ^, 6=4-; у=4-; * = (191а) р L 3 L |лв 2^1 (1 — s\) х 7
разработки. Результаты расчетов приведены на графиках рис. 85 и 86. Из графика рис. 85 видно, что падение пластового давления С=р1(р за одно и то же время значительно больше при наличии даже сравнительно небольших значений начальных градиентов давления (а=0,02), чем при движении воды по закону Дарси (а=0).
Из рис. 86 видно, что характер движения газоводяного контакта в более проницаемом прослое существенно зависит от начального градиента давления, а перемещение фронта в малопроницаемом пропластке во всех вариантах незначительно. Даже при а=
Рис. 85. Влияние Vo на темп падения пластового давленияРис. 85. Влияние Vo на темп падения пластового давленияРис. 86. Влияние То на газоот- дачуРис. 86. Влияние То на газоот- дачу
Рис. 85. Влияние Vo на темп падения пластового давления
Рис. 85. Влияние Vo на темп падения пластового давления
Рис. 86. Влияние То на газоот- дачу
Рис. 86. Влияние То на газоот- дачу
= 0 в момент прорыва </=0,43, если а = 0,1, фронт неподвижен и у=0,5 при 9^0,1 и </=0,487 при ^=0,2 (все данные для /ii=/i2).
При Л1/Л2=0,1 все указанные особенности сохраняются, только прорыв воды при том же дебите происходит раньше и газоотдача ниже.
Из рис. 86 видно, что от величины начального градиента существенно зависит продолжительность безводной газоотдачи. При низких дебитах заметно существование минимума газоотдачи, если значения а незначительны.
С ростом дебита газоотдача увеличивается. Разумеется, при Ai//г2=0,1 безводная газоотдача всегда ниже, чем при At=/<2. Для того, чтобы получить представление о численных значениях параметров при практических условиях разработки, оценили данные по условному нефтегазоконденсатному месторождению.
£1=400 мД; &2=40 мД; s»i^s*2=0,3; /ii=/<2=10 м; р=400 кгс/см2; £—1000 м; /о=500 м; mi=m2=0,2.
Это означает, что принятые нами значения а от 0,02 до 0,2 соответствуют сравнительно небольшим величинам начального гради-
ента; вполне реальным при фильтрации воды в газонасыщенных пластах.
Расчетные данные по темпам падения пластового давления показывают, что реальным условиям разработки близки значения отбора 0,1—0,2. На основании данного исследования можно сделать однозначный вывод о том, что при проведении газогидродинамических расчетов системы разработки необходимо учитывать такой физико-геологический фактор, как градиент давления, поскольку в водонасьгщенной зоне газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей может оказаться весьма значительным влияние его на характер фильтрации. Регулированием темпа отбора газа можно достигнуть более высоких коэффициентов газоотдачи для неоднородных пластов. В нефтегазоконденсатных месторождениях со значительными нефтяными оторочками действие воды при разработке на истощение может оказаться еще более неблагоприятным по следующей причине. Прорыв воды (даже частичный) на контакт газ — нефть может ограничить его продвижение или сделать крайне замедленным вследствие образования в пласте зоны трехфазного движения (воды, газа и конденсата), где подвижность воды и нефти в широком диапазоне насыщенностей, практически равна нулю. В сочетании с влиянием неоднородности пласта это может привести к получению весьма низких коэффициентов газоотдачи из газоконденсатной чаС1й залежи, т. е. она вся может обводняться избирательно по высокопроницаемому пропластку. Такое движение, по-видимому, наблюдалось при разработке нефтегазоконденсатных месторождений Карадаг и Каневское.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ВЫБОРА СПОСОБОВРАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Как уже подчеркивалось, различные залежи (нефтяные, газовые, газоконденсатные) характеризуются не только технологическими особенностями разработки, но и особым подходом к экономическим оценкам способов разработки. >
Сейчас уже очевидно, что экономические преимущества не могут сводиться только к более низкой себестоимости и значительно более высокой производительности труда работников. Дело в том, что нефть, газ и конденсат являются не только топливом, но и сырьем для получения важных целевых продуктов.
Между тем экономичность того или иного углеводородного сырья еще иногда оценивается с позиций котельного топлива. При Этом полностью игнорируется качественное различие между нефтью, газом и конденсатом, а также углем как сырьевыми ресурсами для производства светлых нефтепродуктов и продуктов нефтехимического синтеза.
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений особое значение приобретают полнота и одновременность извлечения всех 198
полезных ископаемых. Известно, что рациональность систем разработки месторождений полезных ископаемых определяется в конечном счете их экономической эффективностью. При этом необходимо учитывать такие специфические особенности разработки, как одновременность добычи нефти, газа и конденсата, количественные соотношения отборов и, особенно, качественную характеристику добываемых продуктов в связи с возможностями их эффективного использования в народном хозяйстве.
Поскольку нефтегазоконденсатные месторождения представляют собой источник многокомпонентного сырья, содержащего три основных продукта (нефть, газ, конденсат), отличающихся между собой потребительскими свойствами и характеризующихся различной ценностью, количественные соотношения этих извлекаемых продуктов могут меняться в широких пределах для каждого месторождения, а также для каждой технологической системы разработки.
Это обстоятельство обусловливает конечную эффективность использования ресурсов нефтегазоконденсатных месторождений и вызывает необходимость соизмерения качества нефти, газа и конденсата путем приведения их к единому компоненту, принимаемому за меру потребительской стоимости, за эталон.
Для различных видов сырья в зависимости от направлений использования содержащихся в нем полезных ископаемых эта мера может быть самой разнообразной. После приведения всех трех компонентов к единому условному надо проводить расчет основных экономических показателей (себестоимости, удельных капиталовложений, пр'й^ылй“"на" единицу"уСТ , которые и принимаются для экономической оценки месторождения в целом.
Практическую ценность могут иметь следующие три способа приведения нефти, газа, конденсата к единому, принятому в качестве меры, компоненту.
Натуральный. Этот способ расчета предусматривает перевод всех добываемых продуктов в натуральные тонны, исходя из того, что 1 т нефти соответствует 1000 м3 газа.
Такой расчет широко применяется в практике и служит, в основном, для оперативного определения суммарной добычи нефтепродуктов по предприятию в целом за какой-то отрезок времени. При этом способе совершенно не учитывается качество добываемых компонентов.
Калорийный. Все продукты, полученные в результате добычи и переработки нефти, газа и конденсата и сопутствующих им компонентов, приводятся к единому продукту — условному топливу— по их фактической калорийности в общепринятом порядке (1 т условного топлива соответствует количеству продукта, содержащего 7000 ккал). Полученные таким образом весовые количества условного топлива по каждому продукту суммируются и определяется общее количество продукции, выраженное в условном
топливе. Этот способ применим для опенки разимых технологических направлений использования нефтепродуктов в качестве топлива.
Таблица 33
Продукты нефтегазоконденсатных месторождений
Условная оптовая цена на нефтепродукты, руб.
Выход из 1 Т. %
Условная оптовая цена за 1 т сырья (на 1000 м3), руб/т
Газ
100
10,6
Конденсат
100
87,02
в том числе:
бензин А-72
112,0
71,59
80,18
дизельное топливо Л . . . .
29,2
23,08
6,74
газ сухой
10,6
0,91
0,10
потери , . . . .
4,42
Нефть . .
100,0
42,86
в том числе:
авиабензин Б 100/130 . . . .
102,5
1,07
1,1
керосин
37,0
21,12
7,81
дизельное топливо 3 . . . .
31,2
16,05
5,01
масло автотракторное АК-Ю .
31,0
11,9 ■
9,64
масло веретенное
48,0
5,5
2,64
масло дизельное ДП-14 . . .
90,8
11,2
К),17
битум БМ-111
21,0
.30,9
6,49
Ценностной. Ценность продуктов для народного хозяйства характеризуется потенциальным содержанием товарных нефтепродуктов (бензина, керосина, лигроина, дизельного топлива, масел и т. п.) в 1 т добываемого сырья (газа, конденсата, нефти). Потенциальное содержание нефтепродуктов в I т сырья в достаточной мере характеризует качество добываемого газа, конденсата, нефти, а оптовая цена нефтепродутов, полученных из 1 т сырья, является показателем ценности сырья.
Таблица 34
Продукты
Натуральные объемы добываемых продуктов
Коэффициенты пересчета
Объем продуктов в тоннах условного компонента, млн. т.
Газ
Конденсат Нефть
18,8млрд, м’
3,23млн. т
8,4 млн. т
1 8,21* 4,04**
18,8
26,52
33,94
Всего
—
—
'79,26,
• 87,02 : 10,6 = 851.
** 42,86 : 10,6 = 4,04.
Пересчет весовых количеств добываемых и перерабатываемых нефти, газа, конденсата проводится на основе ценностных коэффициентов, представляющих собой отношения оптовых цен промышленности пересчитываемых продуктов к оптовой цене продукта, избранного в качестве условного компонента.
Примером пересчета нефтегазоконденсатного сырья в тонны условного компонента может служить материал табл. 33 и 34.
Последний способ наиболее полно учитывает качество добываемых продуктов в условиях разработки нефтегазоконденсатного месторождения. Ценность добываемых продуктов для народного хозяйства различна и выявляется в процессе их потребления в виде топлива либо в переработанном виде (бензин, керосин, диз. топливо нт. д.).
Исходным показателем для экономической оценки качества нефти, газа, конденсата является показатель возможного производства нефтепродуктов из 1 т сырья или потенциальное содержание нефтепродуктов в 1 т сырья в его натуральном выражении. Величина этого показателя определяется наиболее рациональной для каждого сорта сырья технологией его переработки при существующем уровне развития техники и технологии нефтепереработки.
При определении потенциального содержания нефтепродуктов в сырье каждого вида из ассортимента следует отобрать группу наиболее важных с народнохозяйственной точки зрения нефтепродуктов, составляющих основной удельный вес в общем выпуске.
Значительное место в оценке нефтегазоконденсатного месторождения занимают анализ и оценка эффективности получения раздельно'каждого из добываемых полезных ископаемых.
Результаты такого анализа, в частности, отвечают на вопрос об экономичности извлечения конденсата при его значительном ^одержании или незначительной конденсатоотдаче. Этот анализ также обеспечивает выбовнаиболее, ^.ашон^ использования добытых продуктов. Выявление и установление индивидуальной себестоимости отдельных видов продукции является важной задачей калькулирования.
При оценке эффективности разработки нефтегазоконденсатного месторождения необходимо учитывать полный объем работы по доведению природного продукта до потребителя, т. е. оценить все звенья этого процесса: разведку, добычу, транспорт, хранение, переработку всех трех добываемых продуктов. Предусматривается максимальная полнота учета всех капитальных и текущих Затрат труда й средств, включая: а) стоимость геологопоисковых и геологоразведочных работ; б) капитальные вложения районного значения; магистральные дороги, магистральные трубопроводы (нефтепроводы, газопроводы, конденсатопроводы), линии передач от электростанций до месторождения, водоснабжение, канализация и другие аналогичные затраты, относимые частично, в определенной доле, на данное месторождение; в) капитальные вложения и эксплуатационные расходы по добыче нефти, газа, конденсата; г) капитальные и текущие расходы, связанные с транспортировкой, хранением, подготовкой к переработке, включая процесс получения готовых продуктов.
Недоучет одного из перечисленных видов затрат неизбежно приводит к искажению результативных экономических показателей— себестоимости, прибыли, удельных капиталовложений.
Для иллюстрации изложенной методики нами проведена экономическая оценка четырех систем и способов разработки условного нефтегазоконденсатного месторождения. Для сравнения взяты четыре способа, которые являются главными из возможных способов эксплуатации залежей подобного типа.
Разработка залежи на истощение, причем имеется в виду одновременная добыча всех видов полезных ископаемых с начала эксплуатации (без задержки разработки нефтяной оторочки). .
Разработка с обратной закачкой сухого газа, из которого извлечен конденсат (сайклинг-процесс). Одновременно с таким процессом ведется разработка нефтяной оторочки.
Разработка с искусственным воздействием на пласт закачкой воды на контакт нефть — газ (барьерное заводнение). Под-
Таблица 35
Показатели
Способы разработки
1
2
3
4
Пластовое давление, кгс/см2:
начальное
390
360
360
390
конечное
40
38
360
40
Начальные запасы:
газа, млрд, м3 конденсата млн. т нефти, млн. т
Основной срок разработки, годы
13
21
3,76
15
15
8
13
Суммарный отбор:
18,8
газа, млрд, м3
20
16
20
конденсата, млн. т
1,59
3,23
2,38
1,59
нефти, млн. т
3,58
8,4
9,0
1,0
Извлечение запасов, %:
газа
95
89,5
76,0
95,0
конденсата
42
86
63,5
42
нефти
24
56
60
6,7
Максимальный среднесуточный отбор:
8,0
5,5
8,0
газа, млн. м3
13
конденсата, тыс. т
1,0
1,44
1,13
1,0
нефти, тыс. т
1,98
2,2
3,04
0,76
Среднесуточное нагнетание:
7,2
газа, млн. м3
—
—
воды, тыс. м3
—-
20,0
—
Число газовых скважин:
начальное
2
20
15
2
конечное
20
40
15
20
Число нефтяных скважин:
начальное
1
10
14
—
конечное
13
10
14
13
Число нагнетательных скважин:
начальное
——•
20
14
-—*
конечное
—
14
—•
Средняя глубина скважин, м:
3800
3500
3500
газовых
3500
нефтяных
4100
4100
4100
4100
нагнетательных
2500
3900
держание пластового давления в залежи сочетается с одновременным отбором конденсатного газа и нефти из оторочки.
Разработка без искусственного воздействия на пласт (на истощение), но при условии задержки ввода в эксплуатацию нефтяной оторочки.
Технологические показатели разработки месторождения при применении различных способов рассчитаны нами приближенно с завышением для двух первых способов по отношению к третьему (табл. 35), технико-экономические показатели рассматриваемых систем разработки представлены в табл. 36 (в условных показателях стоимости).
Каждая из рассматриваемых систем разработки обладает преимуществами и недостатками.
Так, наиболее выгодные сроки разработки — при барьерном заводнении (8 лет). Наибольшее извлечение газа (20 млрд, м3) — при разработке на истощение. Наибольшее извлечение конденсата (3,23 млн. т)—при обратной закачке газа. Наибольшее извлечение нефти (9 млн. т) — при барьерном заводнении. Наименьшие капитальные и текущие затраты — при разработке на истощение (с задержкой ввода в эксплуатацию нефтяной оторочки) и т. д.
Таблица 3S
Показатели
Способ разработки
1 1 2
3
4
Среднегодовой объем добычи:
газа,млрд—м?
1,54
1,25
2,0
1,54
конденсата, млн. т.
0,12
0,22
0,30
0,12
нефти, млн. т Общее число скважин:
0,28
0,56
1,13
0,08
газоконденсатных
20
40
15
20
нефтяных
13
10
14
13
на гне та тельных
—
20
14
Капиталовложения, млн. руб.
238
362
339
203
Эксплуатационные расходы, млн. руб. Суммарный объем продукции:
181
247
224
162
в натуральном исчислении, млн. тонн
25,2
30,4
27,4
22,6
в условном топливе, млн. т. у. т.
31,7
39,3
35,6
28,0
в условном компоненте, млн. т. у. т Себестоимость 1 т, руб.
Способ расчета:
47,5
79,3
71,9
37,1
натуральный
7,2
8,1
8,2
7,2
калорийный
5,2
4,8
4,8
5,1
ценностной
Удельные капиталовложения на 1 т среднегодовой добычи, руб.
Способ расчета:
3,8
3,1
3,1
4,4
натуральный
123,2
178,2
99,1
116,8
калорийный
78,3
97,7
52,6
88,5
ценностной
Срок окупаемости капиталовложений, в годах в расчете на 1 т
Способ расчета:
65,2
68,5
37,7
71,31
натуральный
9,6
9,1
5,0
11,6
калорийный
13,5
13,0
8,0
18,0
ценностной
9,7
9,2
4,8
12,1
Как видно из приведенных данных, объем продукции меняется в зависимости от способа ее извлечения. На втором месте по объему продукции стоит заводнение, а на третьем месте — разра- ботка на истощение. Объем продукции по варианту 4 разработки занимает последнее место, что главным образом связано' с боль* шими потерями нефти.
Интересно отметить, что изменение объемов продукции в тоннах условного компонента позволяет выявить значительные преимущества системы разработки месторождения с поддержанием пластового давления по сравнению с разработкой без искусственного воздействия на пласт. Так, при применении обратной закачки газа и заводнения продукции в условном компоненте в 1,5—2 раза больше, чем без искусственного воздействия на пласт.
Однако оценка способов разработки по объему продукции не является полной. Необходимо еще обратить внимание на среднегодовую добычу.
При любом измерении объемов лучшим из методов разработки является заводнение, затем следует обратная закачка газа и затем — разработка на истощение. По мере все более полного учета качества разрыв между среднегодовыми объемами продукции для различных систем разработки увеличивается.
Показатели экономической эффективности — удельные капиталовложения и себестоимость — рассчитаны, исходя из общих капитальных и текущих затрат, отнесенных соответственно на 1 т среднегодового суммарного объема продукции (см. табл. 36). Капитальные и эксплуатационные затраты включают затраты в разведку, районное обустройство, разработку, транспорт, переработку, т. е. охватывают весь комплекс работ по доведению сырья до потребителя.
При рассмотрении показателей себестоимости и удельных капиталовложений на 1 т условного компонента наиболее выгодную систему разработки можно определить сразу — это заводнение. При разработке месторождения этим методом как себестоимость, так и удельные капиталовложения являются наименьшими.
Однако для других методов разработки место каждого из них с точки зрения эффективности остается неясным. Так, при сравнении разработки на истощение и разработки с обратной закачкой газа невозможно сказать, какая из них более эффективна, поскольку при одной системе разработки удельные капиталовложения меньше, а себестоимость больше, чем при другой системе.
В связи с этим возникает проблема соизмерения показателей себестоимости и удельных капиталовложений. Это соизмерение производится по формулам определения экономической эффективности [115], предложенным АН СССР.
В примере проведено соизмерение себестоимости и удельных капиталовложений по этой формуле экономической эффективности:
где . Т — срок окупаемости; К^д — удельные капиталовложения; Ц — оптовая цена единицы продукции; Сед— себестоимость единицы продукции.
Анализ технико-экономических показателей и показателей экономической эффективности различных систем разработки нефтегазоконденсатного месторождения дает возможность сделать следующие выводы.
Чем в большей степени учитывается качество сырья, тем заметнее преимущество систем разработки, обеспечивающих большой отбор нефти и конденсата (наиболее ценных продуктов с точки зрения их дальнейшей переработки).
Экономическое соизмерение себестоимости и удельных капиталовложений выявляет преимущество заводнения по сравнению со всеми другими рассмотренными методами разработки.
ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МЕТОДОВЧАСТИЧНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Основной целью применения различных методов заводнения нефтегазоконденсатных залежей является повышение общего коэффициента использования запасов. Кроме того, поддержание пластового давления имеет тривиальным следствием более устойчивую работу эксплуатационных скважин (фонтанный режим эксплуатации нефтяных скважин, устойчивые дебиты газа и конденсата и т. п.), т. е. обеспечивает более интенсивную добычи нефти, конден- 1СаТаГ-1ГТ^;--Ч^ТрИ^^^ венно, что в различных физико-геологических условиях интегральный (экономический) эффект заводнения не будет одинаковым.
Очевидно, что применение заводнения с целью повышения полноты использования запасов может быть достигнуто за счет повышения коэффициентов отдачи:
нефти при снижении коэффициентов извлечения газа и конденсата; такой вариант осуществим, если запасы нефти в оторочке превалируют в общих запасах углеводородов;
нефти и конденсата при "снижении газоотдачи;
всех трех компонентов углеводородного сырья.
Возможны и иные варианты, но наиболее привлекательным из них, несомненно, является последний. Он же отличается и наибольшей универсальностью, поскольку общий положительный эффект в данной ситуации не связан с соотношением запасов трех компонентов сырья, которое изменяется для различных залежей в широких пределах.
Замена естественного режима пласта на искусственный водонапорный благоприятно сказывается на нефтеотдаче оторочек. Это подтверждается практикой применения различных форм заводнения (барьерное, комбинированное) и сомнений не вызывает. Поэтому в отношении нефтеотдачи речь может идти только о количественной оценке эффекта заводнения, который зависит от кон-
кретных физико-геологических условий. В самом грубом приближении можно полагать, что за счет заводнения коэффициент нефтеотдачи возрастает примерно в два раза. Такая оценка общепринята.
В отношении полноты использования запасов газоконденсатной зоны, подвергающейся заводнению, дать такую же однозначную оценку нельзя. Обратимся поэтому к анализу достаточно простой, чтобы обнаружить общие закономерности, модели заводнения газоконденсатной зоны по способу «сухое поле». Напомним, что этот способ предполагает поддержание давления на начальном уровне до некоторого момента, когда относительный объем обводненной зоны пласта достигает величины г, после чего залежь доразраба- тывают на истощение.
На этапе снижения пластового давления размеры зоны обводнения вследствие расширения ранее обводненного газа будут увеличиваться. Поэтому разработка пласта может быть закончена по двум причинам: во-первых, из-за полного обводнения его вследствие расширения зоны первоначального заводнения, и, во-вторых, из-за достижения предельного пластового давления р*, ниже которого дальнейшая эксплуатация невыгодна. Обозначим через г* степень заводнения, при которой полное обводнение пласта соответствует р=р*. Это означает, что при г<т* разработка пласта будет закончена при рк=р*. Если же г>г*, конечное давление рк>р*.
Ограничимся следующими допущениями.
Пренебрежем фильтрационными сопротивлениями в газонасыщенной и обводненной зонах; давление по всей залежи считаем одинаковым.
Содержание конденсата в газе Л" пропорционально давлению, т. е. К=Кор, где р— безразмерное давление, Ко— начальное конденсатосодержание.
В диапазоне г*<г<1 функцию рк(г), согласно имеющимся экспериментальным данным, можно аппроксимировать выражением:
PK^-V^^rt-r*). (193)
При таких предположениях конечная газоотдача описывается системой уравнений:
4=i|r + (l-p*)(l-^ 0<г<г*;(194)
[1 „♦[1 „♦(г —г*)(г —г*)г*<г<1,(195)г*<г<1,(195)
[1 „♦
[1 „♦
(г —г*)
(г —г*)
г*<г<1,(195)
г*<г<1,(195)
где щг = -^у-^- г = аг — газоотдача в период ^поддержания начального пластового давления.
206
Коэффициент извлечения конденсата соответственно этому будет равен:
Чк
Хк= [ К Wb Т. е.
6
2 (1-м2 (1-м(196)(196)
2 (1-м
2 (1-м
(196)
(196)
Рассмотрим закономерности изменения конечных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи при начальной газонасыщенности do=O,8, насыщенности защемления о3=0,2, г*=0,75, р*=0,1. Ре-
Рис. 87. Зависимости коэффициентов извлечения газа т)к и конденсата Тк от степени" заводнения гРис. 87. Зависимости коэффициентов извлечения газа т)к и конденсата Тк от степени" заводнения гРис. 88. Суммарное извлечение углеводородов при частичном ИОДДёржанпи" -давления-Рис. 88. Суммарное извлечение углеводородов при частичном ИОДДёржанпи" -давления-
Рис. 87. Зависимости коэффициентов извлечения газа т)к и конденсата Тк от степени" заводнения г
Рис. 87. Зависимости коэффициентов извлечения газа т)к и конденсата Тк от степени" заводнения г
Рис. 88. Суммарное извлечение углеводородов при частичном ИОДДёржанпи" -давления-
Рис. 88. Суммарное извлечение углеводородов при частичном ИОДДёржанпи" -давления-
зультаты расчетов показаны на рис. 87. Как видно, в процессе заводнения залежи в период поддержания давления газоотдача повышается, достигает максимума при г=г* и затем резко снижается до величины а. Изменяется также и конденсатоотдача, но рост ее в интервале 0<т<г* идет значительно быстрее, максимум достигается при г>г*, а снижение на участке г*<У<1 не так значительно, как для газоотдачи.
Как видно, частичное заводнение обеспечивает существенное повышение конденсатоотдачи и при этом исключает потери газа на защемление при выборе г^яг*. Важно, что максимальные коэффициенты отдачи достигаются при практически одинаковой степени заводнения.
Чтобы оценить общий эффект частичного заводнения газоконденсатной зоны, введем понятие относительной ценности С запасов конденсата по отношению к запасам газа. Тогда величина ЦкЧ-Сук будет определять эффективность заводнения залежей с различным содержанием и качеством конденсата в газе. Результаты расчетов этого показателя в зависимости от г представлены на рис. 88. Из графика следует вывод о существовании максимума (т)к+Сук), причем оптимальное значение г близко к г*.
Из рис. 88 видно также, что с увеличением значения С изменяется относительное положение точек начала и конца кривых (Пк+Сук) =/(г). При малой ценности конденсата суммарная стоимость добытых продуктов при г=0 (газовый режим) выше, чем цри г—1 (полное поддержание давления до конца разработки). При больших значениях С, например при С=4, положение диа- метрально противоположно, т. е. вариант при г=1 оказывается более выгодным, чем при г=0.
Учтем теперь, что при заводнении нефтегазоконденсатных зале- .жей (закачка воды на контакт нефть — газ или иные его формы) улучшаются условия разработки нефтяной оторочки.
лТ а б л и ц а 37
Полнота использования запасов нефтегазоконденсатных н газоконденсатных залежей при различных режимах разработки
СтоимостьначальныхзапасовСтоимостьначальныхзапасовПолнота использованиязапасов приПолнота использованиязапасов пригазовом режимегазовом режимеоптимальномзаводненииоптимальномзаводненииабсолютнаяабсолютнаяабсолютнаяабсолютнаяПолнота использования запасовПолнота использования запасовгазовыйоптимальноережимзаводнениегазовыйоптимальноережимзаводнениеабсолютнаяабсолютнаяабсолютнаяабсолютная12345123451 111 11 111 1о 0,5 1,0 1,5 2,0о 0,5 1,0 1,5 2,01,01,52,02,53,01,01,52,02,53,00,901,151,401,651,900,901,151,401,651,9090,0 76,5 70,0 66,063,390,0 76,5 70,0 66,063,30,96 1,35 1,74 2,12 2,510,96 1,35 1,74 2,12 2,5196,090,087,085,083,396,090,087,085,083,31а 2а За 4а 5а1а 2а За 4а 5а2468102468103,05,58,010,513,03,05,58,010,513,01,402,152,903,654,401,402,152,903,654,4046,639,136,334,833,846,639,136,334,833,81,963,354,746,127,511,963,354,746,127,5165,360,859,358,257,665,360,859,358,257,6
Стоимостьначальныхзапасов
Стоимостьначальныхзапасов
Полнота использованиязапасов при
Полнота использованиязапасов при
газовом режиме
газовом режиме
оптимальномзаводнении
оптимальномзаводнении
абсолютная
абсолютная
абсолютная
абсолютная
Полнота использования запасов
Полнота использования запасов
газовыйоптимальное
режимзаводнение
газовыйоптимальное
режимзаводнение
абсолютная
абсолютная
абсолютная
абсолютная
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
1 1
1
1 1
1 1
1
1 1
о 0,5 1,0 1,5 2,0
о 0,5 1,0 1,5 2,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
0,90
1,15
1,40
1,65
1,90
0,90
1,15
1,40
1,65
1,90
90,0 76,5 70,0 66,0
63,3
90,0 76,5 70,0 66,0
63,3
0,96 1,35 1,74 2,12 2,51
0,96 1,35 1,74 2,12 2,51
96,0
90,0
87,0
85,0
83,3
96,0
90,0
87,0
85,0
83,3
1а 2а За 4а 5а
1а 2а За 4а 5а
2
4
6
8
10
2
4
6
8
10
3,0
5,5
8,0
10,5
13,0
3,0
5,5
8,0
10,5
13,0
1,40
2,15
2,90
3,65
4,40
1,40
2,15
2,90
3,65
4,40
46,6
39,1
36,3
34,8
33,8
46,6
39,1
36,3
34,8
33,8
1,96
3,35
4,74
6,12
7,51
1,96
3,35
4,74
6,12
7,51
65,3
60,8
59,3
58,2
57,6
65,3
60,8
59,3
58,2
57,6
Приняв коэффициенты нефтеотдачи при заводнении и разработке на истощение равными соответственно 0,50 и 0,25, дадим оценку эффективности заводнения нефтегазоконденсатных залежей, ориентируясь при этом на оптимальный вариант. Результаты расчетов приведены в табл. 37. Диапазон изменения относительной стоимости запасов газа, конденсата и нефти выбран условно.
Как видно из табл. 37, с увеличением объема жидкой фазы степень использования запасов в обоих случаях снижается. Однако "при частичном заводнении этот процесс идет медленнее, и поэтому его эффективность возрастает с 6% (вариант 1) до 24% (вариант 5а). В последнем варианте дополнительная добыча составляет —'70% от продукции, Извлекаемой при газовом режиме.
ГЛАВА VI
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
КОНТРОЛЬ ЗА ПРОЦЕССОМ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗАХАРАКТЕРНЫХ КРИВЫХ
В процессе разработки залежей необходим непрерывный кон* троль за ходом процесса. На основе промысловой информации возможно уточнять параметры пласта, запасы газа и конденсата,, устанавливать начало активного продвижения контурных вод и подключения пропластков, движение нефтяной оторочки и многое другое. Это создает предпосылки для активного вмешательства в ход процесса разработки с целью повышения газюконденсато- и нефтеотдачи.
В этой работе обычно используются методы математической обработки промысловой информации, такие, как методы идентификации, статистическое дифференцирование, определение математического ожидания и другие.
Методы идентификации — это методы построения математиче- ской модели процесса, которая описывает его на основании входных и выходных характеристик,'^только характер
функционирования объекта, а не его технологические особенности.
Задача идентификации сводится к нахождению оператора, ставящего в соответствие входную х(/) и выходную у^ функции [27, 42].
Таким оператором может быть следующая функция:
t
y(t)= f K(t,p)x(S)dS,(197)
t-т
где Л« p) — весовая функция, Т— интервал интегрирования.
Когда входная и выходная случайные функции являются стационарными и стационарно связанными, то оптимальная оценка весовой функции определяется из известного выражения Винера — Хопфа -
Rxv(t)=^K^Rxx(t-^dT,(198)
где Rxy^t)—взаимная корреляционная функция между входом и выходом; ^?хх(т)—корреляционная функция входа; К(т)—весовая функция.
14—7209
Корреляционная и взаимная корреляционная функции определяются по реализации процесса.
Рассмотрим применение методов идентификации к газовому пласту, принимая его за объект автоматического регулирования, выполненное И. М. Аметовым.
Связь между дебитом скважины Q(4 и забойным давлением Др У) можно представить в виде:.
t
^Р^= Ut-^Q^dx,(199)
о
где g^ — весовая функция пласта.
Для фильтрации, происходящей по квадратичному закону:
+(200)
Тогда получим:
г ^д^-^^^^^).(201)
при >-оо из (201) получим;
kp^aQ + bQ,
где а, b— коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
Проинтегрируем выражение ;(201) по t и разделим на Ар2(/), получим:
ttt
^ Дра (т) dt
J Q (т) dt
j* Q8 (х) rfx
Т4
0
Др8 (0
а Др2(0
Поскольку значения расхода и давления известны в дискретные моменты времени, запишем выражение (202) следующим образом:
Уравнение (203) перепишем в виде:
7+<р (/«) =аф (4) +bf (М.(205)
Записав выражение (205) для моментов времени /1 и 4 и вычтя из первого второе, получим:
? М - ¥ М = а [ф М - ф ft)] + bV (Q - f (^1(206)
или
fM — ftM„ । l f Ok) — f (M/2071
Перестроив опытные данные в координатах
Ду д)
ДФ ДФ ’
получим прямую линию, для которой определяются параметры а и Ь.
На основании этих отношений были обработаны результаты исследования скв. 154 Лаявожского газового месторождения.
Для проверки сравнивались между собой значения разницы квадратов пластового и забойного давления (в стационарном режиме), вычисленные по известному дебиту и коэффициентам а и b й непосредственно замеренные. Расхождение составило 16%, что геворнт е нрактической дриемлемосги метода.
Метод идентификации использован С. М. Алиевым и А. Бе- няхья для определения забойного давления в газоконденсатной, скважине.
Работу скважин можно описать следующим выражением:
pSc^^^tt-^QA^dT,о
где Ф(/— t) — весовая функция.
При условии, что [ргУст(0] и Qr (0 — стационарные случайные процессы, можно применить уравнение Винера—Хопфа:
RQpl (t) = | R^ (г) Ф (f - г) d..(208)
о
Обработка промысловых данных скв. 70 Карадагского месторождения показала, что эти функции описываются аналитическими функциями, вида:
Rqq= Ле~?/соз^,
RQp= Be-ai (cosef -j-С sinarf).
14*14*211
14*
14*
Оптимальная весовая функция определяется из:
Ве-а< (cos ®t -{- С sin ш/) = J Ле-^ cos у/Ф (t — t) dt.о
Сделав преобразование' Лапласа, получаем передаточную функцию системы в изображениях
^(S) Л (S—P) 1(S+ «)! + ««]w
Если задать дебит в виде единичного скачка Q (t) = 1 (/) Q„ то с учетом, что ^(S) =_^] из (209) получим
~ /сх ._ Q«B [(5 + а) + С<о] [(С + Р)« + Т‘] „V, (S)/О1ПХ
Л5($ + Р)[(5 4-а)» + а>«]— «MS)"
Применив теорему разложения, получим п
', = EvrWeV,(211)
где Зк— корни знаменателей.
Приравнивая знаменатель к нулю, находим 31=0; 32==—а; Зз—<=—р±йо.
На стационарном режиме при М-оо, что соответствует 3=0 из (211), находим:
W1W — Q.5(« + C«)(F + y») « W^ (0)ЛрО^ + а»)
При подстановке численных значенийа=0,05, 0=0,224, р=0,0495, у=0,224,Л=337,4, 5=2022,096, С=—0,8, Ap2=Qo3O,26получаем, что при Q0=266 тыс. м’/сутки и р^уСт=70 225/>заб=281 кгс/см2.
Сравнивая полученное значение рзаб с замеренным, получаем разницу в 3 кгс/см2 (рзаб замеренное равно 284 кгс/см2).
АНАЛИЗ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
При решении задач, связанных с воздействием на процессы, происходящие в системе, необходимо знать, как быстро может та или иная система реагировать на воздействие. Время, проходящее
•212
с момента воздействия на систему до момента ее ответной реакции, называется временем запаздывания.
Время запаздывания можно определить с 'помощью взаимно корреляционной функции. Эта функция имеет 'максимум при разности времени, равной времени прохождения сигнала в системе или времени запаздывания.
Пусть имеется 'система, на вход которой подается сигнал, представляющий собой временной ряд х^, а выходом системы является временной ряд у (О- Коэффициент взаимной ковариации между х^ и уУ) при задержке к определяется так:
T«v('6)=Al[(xt—mx) (yt+A—my)], (212)
где M— символ математического ожидания; тж и ту— соответственно математическое ожидание, определяющее уровень, относительно которого колеблется временной ряд х^ и у^.
Взаимно-корреляционная функция представляется в виде
Rxg№ =Rxg№ =®х®у®х®у(213)(213)
Rxg№ =
Rxg№ =
®х®у
®х®у
(213)
(213)
где а® и Од — соответственно среднеквадратичное отклонение рядов x(t) и у(0:
Для иллюстрации приведенных формул производится оценка взаимно-корреляционной функции при задержках +1 и —1 в сле- ..дуюших...рядах;.. . „
t.. . .12345
Х( . .. . И781214
yt 7106710
Для этих рядов т®=10,4; mv=B.
Тогда ряды перепишутся в виде:
t 12345
*t— тх 0,6 —3,4 —2,41,6 3,6
yt—Шу ...... —1,02,0 —2,0 —1,0 2.0
или
(I)^ (0,6) (2,0) + (—3,4) (-2,0)+ (-2,4) (- 1,0)+(1,6) (2,0) = 2 7
•лу511
0,6*+ (— 3,4)* + (—2,4)*+1,6!—3,6= ■
5
= 2,58,
^=1,67,
= 0,63.= 0,63.,< 1) Тед!1) 2-7
= 0,63.
= 0,63.
'х«=»=gg2,58X1 > 67
Если временной ряд х^ имеет нестационарный характер, то его сглаживают один или несколько раз методом скользящей средней по формуле
Т \х (<га-к) + ... + X (/„) + ... + X (бг+б)"2fe + 1’
где (2^+1)—число точек, по которым проводится сглаживание;
хУп^—сглаженная точка.
Если ряд [х(0—ж(^)] удовлетворяет условиям стационарности, то сглаживание можно считать удовлетворительным.
0г,тыс.м50г,тыс.м5Рис. 89. Изменение добычи газа и конденсата во времени для скв. 3 месторождения ШатлыкРис. 89. Изменение добычи газа и конденсата во времени для скв. 3 месторождения ШатлыкРис. 90. Изменение взаимнокорреляционной функции во времениРис. 90. Изменение взаимнокорреляционной функции во времени
0г,тыс.м5
0г,тыс.м5
Рис. 89. Изменение добычи газа и конденсата во времени для скв. 3 месторождения Шатлык
Рис. 89. Изменение добычи газа и конденсата во времени для скв. 3 месторождения Шатлык
Рис. 90. Изменение взаимнокорреляционной функции во времени
Рис. 90. Изменение взаимнокорреляционной функции во времени
При разработке газоконденсатных месторождений на истощение часть конденсата накапливается в призабойной зоне и стволе скважины. Последнее приводит к уменьшению ее производительности. Скопившийся на забое конденсат образует жидкую пробку, которая играет роль забойного штуцера. Скопление конденсата на забое происходит в результате как выноса его из призабойной зоны, так и выделения из газовой фазы в колонне подъемных труб. Скопление конденсата можно уменьшить, увеличив скорость газового потока в скважине. Обычно скважины для профилактики периодически продуваются в атмосферу или же газом, подаваемым в затрубное пространство. Для изучения процесса накопления и выноса конденсата необходимо специальное экспериментальное исследование, однако на основе устьевых замеров добычи газа и конденсата можно установить связь между этими зависимостями. Для решения этой задачи удобно пользоваться аппаратом взаимно-корреляционных функций (уравнение 213) для определения времени запаздывания.
В нашем случае это покажет запаздывание уменьшения дебита газа от количества конденсата. С. М. Алиевым и И. А. Бень- 214
яхья обрабатывались данные скв. 3 месторождения Шатлык. На рис. 89 представлены построенные по замерам на скважине зависимости Qr=Qr(0 н Qk=Qk(0-
Полученные реализации являются стационарными случайными процессами. С начала процесса идет выброс скопившегося на забое конденсата, при этом дебит скважины остается почти постоянным, а после чистки ствола увеличивается. После этого снова начинается накопление конденсата на забое, при этом дебит газа начинает уменьшаться. Результаты обработки кривых по формуле (213) приведены на рис. 90. Время задержки сигнала Т, соответствующее пику на взаимной корреляграмме, соответствует запаздыванию дебита газа вследствие скопления конденсата в стволе скважины.
Для определения параметров газоконденсатного пласта по кривым производительности скважин можно пользоваться методом статистического дифференцирования.
Обычно для определения коэффициента сопротивления в двучленной формуле притока газа к забою скважины на промысле проводят довольно трудоемкие гидродинамические исследования. Между тем, используя методы статистического дифференцирования при обработке кривых производительности скважин, можно существенно упростить получение указанных характеристик газоносного пласта.
Пусть приток газа к забою скважины происходит в соответствии с двучленным законом фильтрации
Ap2=aq + bq\ A.p1=p4—pt2.
Рассматривая в качестве х^ в одном случае Ар2(/), а в другом q из выражений (168), (191) при т=0 и л=1, имеем
A/M^j^W-W,(214)
О
т
qc^\KAtM-tddtv(214а)
о
т q\^ [ к. (Л) q1 (t - Л) dtv(2146)
о
а при m = 1 и n = 1
г
-^^KA^ApHt-Qdt.
о
Остальные выражения записываются аналогично.
Взяв нулевую и первую производную в момент времени t, из (214,6) получим:
При 7П = 0
Mcp^^aqep-V-btqXp,
при m=Y
(215)
ДйрЧ^dq , ь dq1
dtdt 1 dt
J
где индекс «ср» означает, что величина определяется за период времени, равный памяти.
Решение системы (214) позволяет определить параметры пласта а и Ь.
Приведем пример расчета параметров пласта для с^в. 9 XIV горизонта месторождения Учкыр. В табл. 38 приведен расчет (pi—Рг)ср, ^ср и (р2)с₽ на сентябрь 1969 г. при памяти 5 месяцев, а в табл. 39 — расчет первых производных.
Пластовые и забойные давления определялись интерполированием по кривым их изменения во времени, построенным на основании измерений с периодичностью 3 и 4 замера в год. При этом необходимы замеры пластового и забойного давлений в последний месяц памяти.
Таблица 38
к
8 .
s
о " X
1 ^ ь §
6
|y
1*1
8’85'
d'SB
Ф >.
к » В
a
i #. < p
c<B
V
155,0
141,0
4150
—0,28
—1160
217
—61
47 200
—13 200
VI
154,5
141,0
4000
—0,04
—160
210
—8
44 100
—1760
VII
154,0
141,0
3650
0,20
730
194
39
37 700
+7530
VIII
153,0
142,0
3000
0,44
1320
164
72
27 700
11900
IX
152,8
144,0
2400
0,68
1630
131
89
17 200
11700
Итого
2360
131
16170
Значения Км и Ки определялись из [27] при Г=5 мес и Л = =4,5; 3,5; 2,5; 1,5 и 0,5 мес.
Система (215) тогда примет вид:
2360=131а+161706,
440=20,9а + 74406.
При этом а=16,4 и .6=0,013, что практически совпадает с результатами стандартных исследований этой скважины проведенных 9—10 сентября: а = 16,5 (кгс/см2-сут/тыс. м3); 6 = =0,012 (кгс/см2’сут/тыс. м3).
Таблица 39
Месяц
м L ^ £ £
6
I • % 1^
с 5 &
"в
г-1
2
в. ~г
i =( .
V
4150
—0,192
—800
217
—41,7
47 200
—9100
VI
4000
—0,096
—385
210
—20,2
44 100
—4230
VII
3650
0
0
194
0
37 700
0
VIII
3000
0,096
288
164
15,8
27 000
2590
. IX
2400
0,192
460
131
+25,2
17 200
3300
Итого
—440
—20,9
—7440
Аналогичные определения коэффициентов сопротивления притоку газа проводились по скв. 11 (XV—XVa горизонты), скв. 18 (XV горизонт) скв. 32 (XVa горизонт) месторождения Северный Мубарек, газ которого содержит сероводород. Результаты были получены удовлетворительны^
Определение параметров пласта рассматриваемым методом позволяет прогнозировать изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления процесса разработки залежи.
Рис. 91. Зависимость суммарного дебита ференцирование этой зависимости (б)Рис. 91. Зависимость суммарного дебита ференцирование этой зависимости (б)от времени (а) и статистическое диф-от времени (а) и статистическое диф-
Рис. 91. Зависимость суммарного дебита ференцирование этой зависимости (б)
Рис. 91. Зависимость суммарного дебита ференцирование этой зависимости (б)
от времени (а) и статистическое диф-
от времени (а) и статистическое диф-
Олисаиным методом можно значительно повысить информативность промысловых данных.
При эксплуатации многопластовых месторождений, сложенных пластами с различными параметрами, большое значение для проектирования системы разработки имеют выбор и выделение эксплуатационных объектов.
При наличии в залежи маломощных пластов или пропластков иногда оказывается неэкономичным на первой стадии разработки эксплуатировать их самостоятельной сеткой скважин. Тогда данные о маломощных пластах приобщаются к данным базисных горизонтов и рассматриваются как совместно разрабатываемые.
При таком варианте определение момента подключения к работе маломощного пласта является определяющим при выборе
оптимального режима работы скважины и рациональной системы- разработки. Знание этого . момента позволяет уточнить запасы; месторождения на данной стадии разработки.
В связи с этим установление момента подключения пласта в работу представляет определенный интерес.
Одним из методов определения момента подключения пласта может быть метод статистического дифференцирования кривой накопленной добычи (Р. Г. Исмаилов, А. М. Шахназаров и др.).
С целью проверки возможности применения этого метода проводилось его экспериментальное исследование на аналоге-модели.
Предварительная расчетная схема процесса строилась на основании следующих предпосылок.
Существует непроницаемая перемычка, и переток между пластами отсутствует.
В начальный период разработки забойное давление скважины равно пластовому давлению пласта с меньшим давлением.
Эти предпосылки с достаточной для практики точностью характеризуют процесс. Приток жидкости или газа в скважину происходит из более мощного пласта, а из другого пласта — отсутствует. В процессе разработки месторождений пластовое давление:
Рис. 92. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 193 месторождения Газли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)Рис. 92. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 193 месторождения Газли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)
Рис. 92. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 193 месторождения Газли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)
Рис. 92. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 193 месторождения Газли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)
работающего пласта падает, следовательно, уменьшается и дебит скважины. Поэтому для поддержания заданных отборов необходимо снижать забойное давление, что обусловливает подключение в определенный момент пласта с меньшим давлением. Дебит этого пласта будет возрастать по мере проводимых мероприятий по снижению забойного давления.
В лабораторных условиях применялись колонки с пористой средой, наполненные газом. Давление газа в колонках различное, его контролировали манометрами. Дебит в общем коллекторе регистрировали с помощью газовых часов. Первоначально к коллектору подключали колонку с большим давлением. Замеры снимали через каждые 30 сек. В момент снижения давления в первой колонке до величины давления во второй к коллектору подсоединяли вторую колонку. Момент ее включения регистрировали, и продолжали снятие замеров суммарного дебита двух колонок по* газовым часам.
По результатам эксперимента был построен график изменения суммарного дебита во времени (рис. 91,а). Проводилось статическое дифференцирование этой зависимости.
На основании полученных данных была построена зависимость -d^Q/dt от t (рис. 91,6). Эта зависимость характеризует наличие переходной области, определяющей момент подключения аналога пласта с меньшим давлением. Момент подключения пласта, установленный статическим дифференцированием, совпал с моментом подключения, зарегистрированным в процессе эксперимента. Это подтверждает возможность применения предлагаемого метода для решения этой задачи.
Рис. 93. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 4 месторождения Гаэли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)Рис. 93. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 4 месторождения Гаэли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)Рис. 94. Изменение во времени забойного давления и статистическое дифференцирование этой зависимости (скв. 4 месторождения Газли)Рис. 94. Изменение во времени забойного давления и статистическое дифференцирование этой зависимости (скв. 4 месторождения Газли)
Рис. 93. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 4 месторождения Гаэли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)
Рис. 93. Зависимость суммарного дебита от времени (а) для скв. 4 месторождения Гаэли и статистическое дифференцирование этой зависимости (б)
Рис. 94. Изменение во времени забойного давления и статистическое дифференцирование этой зависимости (скв. 4 месторождения Газли)
Рис. 94. Изменение во времени забойного давления и статистическое дифференцирование этой зависимости (скв. 4 месторождения Газли)
После опробирования метода статистического дифференцирования на основе экспериментальных данных метод был применен для исследования линейной зависимости p/2==f(SQ) на основе промысловых данных. В качестве примера была выбрана скв. 193 месторождения Газли Узбекской ССР, в которой проводился до- стрел XIII горизонта, а до этого момента скважина эксплуатировала только XII горизонт. По зависимости изменения SQ от времени не представляется возможным достаточно точно определить момент дострела XIII горизонта.
Обработав данные по скв. 193 методом статистического дифференцирования, получаем скачок производной на 15 квартале, который совпадает с моментом дострела по промысловым данным (рис. 92).
Для скважин месторождения Газли максимум производной, соответствующей 14 кварталу, отвечает момент начала подключения глинизированного пропластка (рис. 93). Перепад давления, соответствующий этому моменту времени, «^2 кгс/см2 (рис. 94).
Следовательно, обработав данные по методу статистического дифференцирования, можно определить величину начального градиента давления.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ КОНДЕНСАТА
При выборе технологической схемы промыслового обустройства и планировании добычи конденсата необходимо располагать данными по содержанию конденсата в добываемом газе и его предполагаемой добыче на весь период разработки залежи.
Известные методы прогнозирования добычи конденсата на газоконденсатных месторождениях основаны только на учете фазовых (превращений углеводородных смесей в пластовых и наземных, условиях.
На основе методики расчета фазовых превращений газоконденсатных смесей можно прогнозировать выход конденсата по усредненным данным для залежи по составу пластового газа. Приведенные в работах [109] и [112] результаты, полученные по этой методике для Вуктыльского месторождения (,рис. 95), представляют сопоставление теоретического выхода, полученного расчетом, с фактическим выходом конденсата на Вуктыле. В период с 1973
Содержание C5t6 пласт адом газе и его выход на I ступени дегазации, г/м3Содержание C5t6 пласт адом газе и его выход на I ступени дегазации, г/м3Рис. 95. Зависимость выхода конденсата от пластового давления для Вуктыльского месторождения.
Содержание C5t6 пласт адом газе и его выход на I ступени дегазации, г/м3
Содержание C5t6 пласт адом газе и его выход на I ступени дегазации, г/м3
/ — прогноз содержания С5+ в добываемом- гаэе; 2 — выход С5+ на I ступени дегазации; 3 — фактический выход конденсата, с установок стабилизации
по 1976 г. (наблюдалось хорошее соответствие прогнозного и фактического выхода конденсата.
Для успешного осуществления таких прогнозов необходимо располагать достаточно полными данными по составу пластового газа, усредненными по залежи. Естественно, что точность получаемых результатов в значительной степени зависит от точности исходной информации и от применяемых методов усреднения состава.
Другая методика прогнозирования содержания пентанов и вы- шекипящих в добываемом газе была предложена в работе [106]. Для расчета по этой методике необходимо располагать экспериментальными данными по потерям конденсата в пласте. Эта методика использовалась для прогнозирования содержания конденсата в добываемом газе ряда газоконденсатных месторождений Краснодарского края, разработка которых в настоящее время подошла к концу. Количество извлекаемого конденсата на промысле определялось в зависимости от среднегодовой температуры сепарации и содержания конденсата в добываемом газе по уравнению
5=9,37—0,764/ + 0,002/2 +11,285С5++8,785С25+.
Следует отметить, что поскольку пластовые потери конденсата для ряда месторождений определялись на основании проб газа и конденсата, отобранных уже в период разработки залежи, то полученные результаты рассматривались в качестве ориентировочной оценки прогноза добычи конденсата (рис. 96 и табл. 40).
. Для Сердюковского, Крыловского, Староминского и Челбасско- го месторождений наблюдается относительно хорошее , соответствие прогноза фактической добыче конденсата. Для Ленинградского, Каневского, Березанского и Кущевского месторождений прогнозные данные оказались в течение определенного периода разработки значительно заниженными по отношению к фактическому выходу. '
В работах [54, 133] было показано, что повышенный по отношению к прогнозу выход конденсата объясняется. выносом водой
Таблица 40
Месторождение
2
2
S
3- .
i
СП
Количество добытого на 1/1. 75 г.
Зи
8 g
о
с§
i о.
ё
•9" gig hi i:1 8 " я |||
CgS
1 . i
о
А
О
К
Количество полученного конденсата», тыс. т
S
о. S
1
h
V к >.3
о °
В В В
•Si
О о
н я к
5 у cf
Ленинградское
62,79
32,2
874,56
518,7
40,7
472
46,0
702,6
639,4
Майкопское
85,021
58,104
1560,84
694,5
56,52
632
59,5
1091,8
993,5
Береданское
48,10
38,4
718,7
423,2
41,1
385,1
46,4
740,7
674
Каневское
26,417
14,651
254,43
224,8
11,6
204,6
19,6
308,1
280,3
Крыловское
24,382
12,63
313,53
318,5
1,6
290
7,5
366,9
333,9
Челбасское
16,700
12,10
250
243
2,8
221
11,6
292,4
266,1
Староминское
27,477
20,4
1299,7
1334,4
—2,0
1244,3
4,6
1648
1499,7
Сердюковское
11,200
8,3
194,1
184,5
4,9
167,9
13,5
206,7
188,1
Кущевское
23,615
19,9
436,85
361,2
17,0
328,7
24,7
457,1
416
1
5902,71 (4303,8
5814,3
части выпавшего в пласте конденсата при интенсивном обводнении залежи.
Анализ добычи конденсата и пластовых вод из Ленинградского и Каневского месторождений показал, что увеличение удельного выхода конденсата предшествует начинающемуся обводнению залежи и связанному с этим увеличению удельного выхода пластовых вод (в тоннах на 1 м3 добываемого газа). Из рис. 97 видно, что пику добычи пластовых вод предшествует пик по добыче конденсата. Следует отметить, что для Ленинградского, Майкопского и Кущевского месторождений объем фактической добычи конденсата превышает потенциальные запасы конденсата с учетом его выделения из газа на промысле и конечной газоотдачи пласта. Последнее свидетельствует о том, что в процессе активного продвижения контурных вод приобретает подвижность конденсат, как выпавший в пласте за период падения давления в процессе разработки, так и рассеянный в пласте до начала разработки в процессе формирования залежей. В главе II было показано, что в результате диффузионного рассеивания газовых углеводородов в процессе формирования газоконденсатных залежей из пластового газа может выделяться конденсат. В зависимости от объемов
аа
а
а
Пластовое давление, кгс]смг
Рис. 96. Зависимость выхода конденсата от пластового давления для газокон- Месторождения: а — Челбасское; 6 — Кущевское; в — Майкопское; г — Березанское; а — Ка- ретическое извлечение конденсата; 2— теоретический выход конденсата на промысле; 3—
выделяющегося конденсата он может остаться неподвижным, рассеянным в пласте или по мере накопления приобрести подвижность и образовать незначительную оторочку легкой нефти.
Естественно, что для таких залежей методы прогнозирования добычи конденсата, основанные только на фазовых превращениях пластового газа, не могут дать положительных результатов.
Расхождение данных прогноза с фактическими по добыче конденсата возможно и при разработке газоконденсатных месторождений, содержащих большое число пропластков, когда с подключением каждого следующего пропластка значительно искажается оценка среднепластового давления, потенциального содержания конденсата в газе и соответственно предполагаемого выхода конденсата.
В качестве такой методики, которая на основе данных, получаемых в первый период разработки, позволила бы прогнозировать добычу конденсата в последующие периоды разработки залежи, можно использовать статистическое дифференцирование, применяемое в теории автоматического регулирования.
На основании результатов, полученных для двух газоконденсатных месторождений, при прогнозировании добычи конденсата на год вперед, можно отметить следующее.
денсатных месторождений Краснодарского края.
невское; е — Крыловское; ж — Староминское; з — Ленинградское; и — Сердюковское. / — тео- фактический выход конденсата на промысле; 4 — прогнозируемый выход
Для Майкопского месторождения прогноз к концу седьмого года проводился на основе данных, полученных за 6 лет разработки месторождения; При переходе к восьмому году учитывалась информация за 7 лет и т. п.
Прогноз на три последующих года показал хорошую сходимость с фактическим выходом конденсата на этом месторождении. Примерно такие же результаты получаются, если в качестве исходной информации в память закладываются данные за шесть лет и прогнозируется добыча на конец седьмого года.
При прогнозировании, осуществляемом по данным разработки, полученным за пять лет (Березанское месторождение, кривые 3
Рис. 97. Прогнозирование добычи конденсата статистическими методами.
Месторождения;. а — Березанское; б — Майкопское, / — теоретическое извлечение конденсата; 2^ теоретически выход конденсата ца промысле; 3— фактический выход конденсата на ■промысле; 4— прогнозируемый выход на основе статистических методов
и 4; см. рис. 97), расхождения на втором и третьем году прогноза получились несколько большими. Однако при этом получены результаты, которые лучше сходятся с фактическим материалом, чем теоретические данные за тот же период.
Хуже получаются результаты, если в качестве исходной информации берутся данные разработки за 4 года (Березанское месторождение) .
Таким образом, чем больше объем исходной 'информации, тем надежнее прогнозирование добычи конденсата на последующие годы. Следует отметить, что таким же образом можно прогнозировать добычу конденсата на конец года по данным, получаемым 224
в течение первых шести месяцев этого года. Однако увеличение исходной информации до 9—10 лет не 'всегда положительно отражается на результатах, как, например, для Майкопского месторождения прогноз на 1970 и 1971 гг.
Методику прогнозирования добычи конденсата на основе расчетных и экспериментальных данных можно рекомендовать для предварительной оценки объемов добычи конденсата на стадии комплексного проектирования разработки и промыслового обустройства, а также для составления перспективных планов по добыче конденсата.
Для уточнения объемов добычи конденсата и технологических режимов работы установок в период разработки следует прибегать к прогнозу на основе математической обработки фактических промысловых материалов.
ГЛАВА VII
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ПРОМЫСЛОВОЙ
ОБРАБОТКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
§ 1. РАСЧЕТЫ МАССОТЕПЛООБМЕНА В ПРОМЫСЛОВЫХУСТАНОВКАХ
Технологическая схема обработки газа и конденсата на промысле должна обеспечивать максимально возможное извлечение Cs+, а также бутанов, пропана и этана. Для выбора такой схемы необходимо иметь достаточную информацию по составам Таза и конденсата и их количественным соотношениям на разных ступенях сепарации газа и дегазации конденсата при различных термодинамических условиях. Эти данные можно получить при расчете фазовых превращений газоконденсатных систем на ЭВЦМ.
Сепарация газа на промысле обычно проводится в одну, две и значительно реже в три ступени. Разделение газа, поступающего в сепаратор, рассчитывается в соответствии с методикой, описанной 'в главе II.
Фракция Сб+ разбивается на ряд фракций один раз для получения исходного состава пластового газа, поступающего в сепаратор первой ступени. Исходным составом для сепаратора второй ступени служит состав поступающего в него газа из первой ступени и т. д. Поэтому расчеты сепарации проводят последовательно для каждой ступени, начиная с первой.
Конденсатные факторы, т. е. количество жидкой фазы, выделяющейся на каждой ступени, приходящееся на 1 м3 в нормальных условиях отсепарированного газа из последней ступени, определяют из выражений:
^1 " 0,02404У,Ри, .... V* ’(216^
“П^Пж
*П 0,02404УпУшVk *
0,02404V* ’
где од, ап, ..., оа — число молей жидкой фазы, получаемой на I, II, ..., А-й ступенях сепарации; Уь Кп, ..., Vh— число молей газовой фазы, получаемой на I, II, ..., А-й ступенях сепарации; Alim, АГцж, - ■ ■ Мьж — молекулярная масса жидкой фазы, получаемой на I, II, ..., А-й ступенях сепарации.
После расчета процесса сепарации газа определяют фазовые превращения при дегазации конденсата. В качестве исходных данных применяют составы конденсатов, полученных в сепараторах. Расчет выполняют в соответствии с технологической схемой раз- газирования конденсата.
Методика расчета разделения на газовую и жидкую фазы на каждой ступени такая же, как при расчете контактной конденсации. Различие заключается только в том, что так как при расчете дегазации принимают давления не выше 60 кгс/см2, то задаются одним давлением схождения, равным 280 или 350 кгс/см2, а константы равновесия метана и азота определяют по формуле (10) без учета влияния давления.
На основании полученных данных рассчитывается газовый фактор, т. е. количество газа (в м3), выделяемого из 1 м3 конденсата, по формуле
(217)(217)24,040V,
(217)
(217)
q=t-l
где МОж — молекулярная масса исходного конденсата. Газовый фактор по отношению к жидкой фазе, полученной на данной ступени, определяется из выражения
(218)(218)_24,040V,^1ж
(218)
(218)
где Mi® — молекулярная масса жидкой фазы, полученной на данной ступени.
При расчете многоступенчатой дегазации число молей конденсата, поступающего на ступень т, определяется по формуле
Мж,т ==,Цт|Мж,т—Ь(219)
где т—1, 2, ..., к — порядковый номер ступени. Число молей газа в этом случае
NT,m=VmN-a$,m—1-(220)
По изложенной методике были рассчитаны различные варианты сепарации газа и дегазации конденсата для Оренбургского месторождения [98].
Для расчета был принят исходный состав пластового газа Оренбургского месторождения (в % мол): метан — 84,02, этан — 4,95, пропан—1,65, бутаны — 0,77, пентаны — 0,6, гексаны плюс вышекипящие—1,22, азот — 4,89, СО2—0,59, сероводород—1,3. Разгонка стабильного конденсата компонента Сб+ приведена в табл. 41. При расчете были заданы следующие условия сепарации: для двухступенчатой сепарации первая ступень — давление 130 кгс/см2 и температура + 15°С; вторая ступень — давление 34, 55, 64 и 80 кгс/см2 при температуре 15°С и 34 кгс/см2 при температуре минус 30°С; для одноступенчатой сепарации давление 55, 64 и 80 кгс/см2 и температура минус 15°С.
15*227
Составы газа и конденсата, полученные из расчета при некоторых режимах сепарации, их молекулярные массы и плотности, а также выход конденсата приведены в табл. 42. Там же даны экспериментальные результаты, полученные при одноступенчатой сепарации пластового газа по сив. 14 Оренбургского месторождения. Сравнение показывает хорошее совпадение по составам газа и конденсата, а также по выходу конденсата.
Таблица 41
Фракционный состав конденсата
Процент отгона
Температура кипения, °C
Фракции
Средняя темпера- тура кипения, °C
Объем, %
Плотность, г/см*
Содержание, % вес.
Молекулярная масса
Характеристический фактор
Н. к.
10
20
64
74,5
86,5
ф.
68
10
0,632
9
80
13,1
.30
40
50
99
109
116
ф.
. 98
40
0,661
37,7
105
13,1
60
70
■ 80
122
127
136
ф.
125
30
0,731
31,3
115
12,1
90 К.к.
185
270
ф*
185
20
0,772
22
153
12,1
Конденсаты после сепарации подвергались четырехступенчатой дегазации. При этом были приняты следующие условия: давления в трапах I, II, III, IV ступеней равны 64, 30, 20 и I кгс/см2, соответственно, а температура —16, 12, 10 и 20°С. Конденсат из сепаратора с давлением 34 кгс/см2 дегазировался только в трапах последних трех ступеней. '
Из полученных результатов (табл. 43) следует, что при одинаковой температуре выход компонентов, начиная с этана, а также фракций конденсата при одноступенчатой сепарации выше, чем при двухступенчатой. При давлении разгазирования конденсата, равном 30 кгс/см2, выход пропан-бутановой фракции в случае одноступенчатой сепарации выше на 50% по массе по сравнению с двухступенчатой сепарацией. Если частично дегазированный конденсат (до 30 кгс/см2) поступает на установку по его переработке для получения пропан-бутановой фракции и стабильного конденсата, то целесообразнее принять вариант одноступенчатой сепарации. Для предотвращения образования гидратов его можно осуществлять в виде двухступенчатой сепарации с впрыском отделенного от влаги конденсата из первой ступени в поток газа перед второй ступенью. В настоящее время такие схемы широко применяют и носят название «сорбция в потоке газа» [98].
В том случае, если после дегазации конденсат подается в атмосферный резервуар, одноступенчатая сепарация не имеет преимуществ перед двухступенчатой, так как при большом содержании 228
Состав и основные параметры
Двухступенчатая (репарация'
Одноступенчатая сепарация
I ступень
И ступень
pl ступень
П ступень
0=64 кгс/см®, t=—15еС
0=60 кгс/см®, /=—15еС
/>=130 кгс/см1, <=+15^С
/>=64 кгс/см®, /=—15*С
0^34 кгс/см®, ; t=—15°С
■ 0=34 кгс/см®, /=—30=G
газ
конденсат
газ
конденсат
«аз
I
1
конденсат
газ
конденсат
газ '
конденсат
расчет
эксперимент
расчет
эксперимент
Метан
84,61
39,84
86,04
28,4
85,Ь1
14,30
86,38
15,20
86,43
87,18
27,05
30,85
Этан
4,92
7,03
4,76
9,10
4,₽7
7,39
4,79
9,98
4,75
- 4,80
9,58
9,39
Пропан
1,61
4,25
1,44
8,38
1М9
8,66
1,34
12,21
1,35
1,41
8,89
8,69
Бутаны
0,74
3,26
0,57
8,09
0,р8
9,90
0,44
12,40
0,47
0,55
8,14
7,18
Пентаны
0,56
5,00
О', 30
12,06
0,29
16,26
0,16
16,32
0,19
0,30
11,26
43,63
Ф, 64—74,5
0,11
2,09
0,03
3,62
о.рз
5,03
0,00
4,11
0,02
3,23
—
Ф2 74,5—109
0,36
11,54
0,06
14,19
0,р4
19,24
0,00
14,28
0,03
12,62
—
Ф3 109—127
0,22
12,20
0,02
9,41
0,61
12,55'
0,00
8,88
0,01
9,91
—
Ф4 127—270
0,06
10,51
0,09
2,77
о,ро
3,56
0,00
2,44
0,00
—
5,33
—
СО2
0,59
0,84
0,57
1,05
0,р9
0,89
0,58
1,20
0,52
0,60
1,06
0,26
n2
4,93
1,59
4,96
0,56
5,р1
0,28
5,05
0,36
5,00
5,06
0,49
—
Н2
Молекулярная масса
Плотность конденса-
1,29
19,20
1,85
59,95
1,25
18,35 .
2,37
58,5
1,28
is jei
1,94
71,55
1,26
18,34
2,62
63,90
1,23
18,21
—
2,44
61,78
—
та, г/см3
0,554
0,6004
0/7741
0,6439
—
0,6352
—
—
0,6212
Плотность газа, г/л
Выход конденсата,
0,7987
—
0,7633
—
0,7629
0,7575
—
—
г/м3
62
—
86
78,4
105,4
156
152
Характеристика газа и конденсата при разных режимах сепарации (состав в % мол.)
Таблица 42
Компоненты и фракции
Двухступенчатая сепарация| Одноступенчатая сепарация
Увеличение выхода по отношению к двухступенчатой сепарации (/>=64 кгс/смв)ХЮ0%
Давление в сепараторе, кгс/см*
64
64
34
64
34
64
Температура в сепараторе» °C
—15
-15
—30
—15
—30
— 15
Тр-1*
Тр-П
Тр-Ш
Tp-IV
^pj:i
Tp-IV
Tp-I
Тр-П
Тр-Ш
Tp-IV
Тр-1
Тр-П
Тр-Ш
Tp-IV
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(Ю)
(11)
(12)
S
о
о
2
2
2
Таблица 43
Выход индивидуальных компонентов и фракций конденсата
Выход, г/м’
Этан
3,21
2,64
3,45
2,43
0,12
3,05
0,15
4,43
3,48
3,13
0,14
38
32
30,7
29
25,5
16,7
25
Пропан
4,16
3,91
6,21
3,82
0,59
6,05
0,92
6,22
5,80
5,62
0,72
50
48
59
47
58
22
56
Бутаны
5,15
5,03
8,24
5,00
1,96
8,37
3,(У4
7,53
7,35
7,26
2,46
46
46
66
45
67
25
55
Пентаны
9,68
9,62
14,18
9,63
6,72
14,20
9,76
12,96
12,87
12,81
8,32
34
34
47
33
47
24
45
Ф, 64—74,5
3,98
3,93
4,92
3,93
8,50
4,92
4,42
4,64
4,63
4,61
4,02
18
17,5
25
17
25
15
26
Фа 74,5—109
19,84
19,84
22,48
20,17
19,08
22,57
22,08
21,13
21,12
21,97
20,14
7
6,5
13
4,5
12
6
16
Ф„ 109—127
17,47
17,47
18,63
17,11
17,25
18,70
18,74
18,21
18,21
18,16
17,93
4
4
6,6
4
9
4
9
Ф4 127—270°С
12,75
12,76
13,06
12,49
12,74
13,09
13,27
13,02
13,02
12,99
13,00
2
2
2,4
2
4,8
2
4
с6+
63,72
63,62
73,27
63,33
59,29
73,48
68,27
69,96
69,85
69,64
63,40
9,8
9,8
15
То
16
7
15
Всего конденсата
81,83
77,80
95,68
76,40
61,97
93,78
72,43
95,37
89,73
87,85
66,74
17,7
15,3
23
15
23
8
17
♦ тр-1—трап первой ступени и т. Д.
в конденсате пропан-бутановой фракции потери при разгазиро- вании выше.
Приведенный пример расчета различных вариантов сепарации газа и дегазации конденсата показывает, что при помощи аналитических методов расчета можно полностью проанализировать работу промысловых установок по обработке газа и в -соответствии с требуемыми показателями по составам и количествам получаемых конечных продуктов -выбрать режим их эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных скважин для предотвращения гидратообразования в поток газа в условиях низких температур вводится метанол. Потребное количество метанола при этом складывается из количества метанола, находящегося в газовой фазе, и его количества, необходимого для образования водно- метанольного раствора требуемой концентрации.
При вводе метанола в газоконденсатный поток образуется трехфазная смесь: газ — конденсат — в-однометанольный раствор.
При изменении давления и температуры потока будут изменяться -соотношения этих фаз и их составы. Уравнение материального баланса такого потока для t-го компонента смеси может быть представлено в виде [108]:
Zi=yiV+xKiLK-\-xBiLti,(221)
где 2г — число молей i-ro компонента в составе -системы; хкг-, xBt, yt — мольная доля t-ro компонента в конденсате, водном растворе метанола и в газовой фазе; V, LK, LB — количество молей газа, конденсата и 'водного раствора метанола.
Выражая xKi через yJK,i,xBL через y=!KBi и С =. где
"Г ^в
К«г и Квг — константы фазового равновесия жидкость — газ, после несложных преобразований получаем систему из двух уравнений:
пп
S У‘ “ £Xti = к I (l-V)C (1-VH1-Q | = °’ <222>
Для решения этой системы должны быть известны константы фазового равновесия каждого компонента в системе газ —конденсат— водный раствор метанола.
Если пренебречь растворимостью метанола и воды в конденсате, а конденсата в воднометанольном растворе, то 'методика расчета сводится к тому, что константы равновесия в системе газ — конденсат определяются по описанным выше 'методам, а в, системе газ — -водные растворы метанола константы равновесия метанола
и воды принимаются равными константам равновесия этих компонентов в соответствующих бинарных смесях их с метаном, а константа равновесия метана определяется по методике, изложенной в [109]:
^. = 7^. <224)
где /о i— летучесть чистого метана, а Ко — коэффициент Генри метана в воднометанольном растворе. В интервале температур от О до 40рС
1g 7<о=1,2219(3,5048—5/100)4-0,0104/, (225) где g— массовая доля метанола в его водном растворе, %; / — температура, °C. ■
В табл. 44 приведены результаты расчета системы метан — октан— метанол — вода при давлении р=60 кгс/см2 и температуре 0°С, которая может моделировать естественную систему газ — конденсат — водные растворы метанола. Концентрация метанола выбрана такой, чтобы при данных условиях не было гидратов.
В результате проведенного расчета найдены составы фаз и количества конденсата и воднометанольного раствора.
Таблица 44
Результаты расчета системы метан —октан — метанол —вода
Компонент
Исходные данные
Результаты расчета
мольная доля г. в смеси
ХК<
xei
Метан
0,930
0,228
0,00557
0,99835
Октан
0,050
0,712
0,00000
0,00093
Метанол
0,008
0,000
0,38100
0,00060 ■
Вода
0,012
0,000
0,61343
0,00012
U = 0,0695LB = 0,0195V =0,9110
При проведении расчетов промысловых установок следует учитывать и тепловые эффекты. Для получения низких температур в сепараторе II ступени в начальной стадии разработки месторождения используют дросселирование, сочетая его с теплообменом (охлаждение газа, поступающего на установку, газом, выходящим из установки). На Шебелинском месторождении для охлаждения газа, поступающего на сепарационную . установку, используется «холод», выделяющийся при разгазировании конденсата. М. А. Мартыновой предложена математическая ■ модель такой установки, в которой наряду с сорбцией в потоке используется «холод», выделяющийся при разгазировании конденсата. .
Опытно-промышленная установка подобного типа внедрена на Шебелинском газоконденсатном месторождении. На рис. 98 приведена схема этой установки. Газ из скв. 1 поступает в воздуш- 232
ный теплообменник ТО-1, где температура его снижается до 30—• 40°С. Если температура газа на входе в установку ниже 30—40°С, то воздушный теплообменник из схемы исключается. Далее газ поступает в сепаратор ОС-1, где происходит отделение сконденсировавшейся жидкости от газового потока, а затем направляется на узел сорбции. Насыщение абсорбента газом происходит в сепараторе АС-1 с насадкой (кольца Рашига). Затем направляется в сепаратор-теплообменник НС-2, заполненный металлическими кольцами Рашига, и здесь вступает в контакт с жидким хладоно- сителем. В этом аппарате газ охлаждается до необходимой точки
Рис. 98. Технологическая схема обработки газа Шебелинского месторождения
росы, затем проходит рекуперативные теплообменники ТО-3, ТО-4 и при температуре 20°С и давлении 50 кгс/см2 поступает в промысловый коллектор.
Из сепаратора-теплообменника НС-2 хладоагент совместно со сконденсировавшимися тяжелыми углеводородами и водой поступает в разделитель Р-1, где происходит разделение воды и углеводородного конденсата.
Насыщенный адсорбент из аппарата АС-1 через теплообменник ТО-1 подается через дроссель в испаритель С-5. Процесс испарения сопровождается поглощением тепла. Охлажденная газожидкостная смесь, пройдя рекуперативные, теплообменники ТО-2 и ТО-1, поступает в емкость Е-1, из которой часть стабильного конденсата реализуется как товарный продукт, а другая часть насосом Н-1 подается на узел сорбции. Газ низкого давления используется на местные нужды или компремируется.
Рис. 99. Блок-схема математической модели сепарационной установки
На рис. 99 приведена блок-схема математической модели описанной установки. Исходной информацией для модели служит состав пластового газа 2 или продукции на входе в установку, давление pi и температура t\ газа на входе в установку, заданная точка росы по углеводородам газа на выходе из установки /р, состав сорбента.
По пластовому составу газа, используя программу расчета фазовых превращений, определяем состав газа на входе в установку при давлении Pi и температуре Л.
В первом приближении находим необходимое количество теплоты (холода), потребное для подготовки газа, по формуле:
Ухол == (Gi+k) 4-^вГв4-6гСР1Л/недор~НКп,(226)
где GK— количество конденсата, выделяющегося при давлении Pi и температуре, соответствующей заданной точке росы; гк, гв — скрытая теплота конденсации конденсата и воды; GB— количество воды, выделившееся в установке; Срг— теплоемкость газа; Gr— расход газа; Д/Недор— температурная недорекуперация газа; Кп—* коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.
Расход жидкости Сж в цикле осушки определяем ' из уравнения
GrCpi^ti ^р) + GKr ктбвг»=ОжСрк (/р—/1).
Количество конденсата GK и газа Gv определяют, обращаясь к программе фазовых превращений при давлении рд и температуре точки росы, а количество воды — по программе влагосодержа- ния, описанной в литературе [71].
Для моделирования коэффициента удельной теплоемкости за основу взяты серии графиков из работы [49].
Коэффициент теплоемкости природного газа зависит от тер- модина1мических параметров смеси (давления р, температуры 7, состава газовой смеси).
Влияние газовой смеси учитывается относительной (по воздуху) плотностью у. Эмпирические зависимости Ср—Цр, /) при у= =const подобраны в виде полиномов по методу наименьших квадратов.
при у=0,7
Ср=0,3657-10~472—0,3108- 10"47р—0,3093-10-27 +
+0,00637р—0,1062-10~4p2+0,5955,
при у=0,65
Ср=0,3657 ■ 10-472—0,3682 - 10~47р—0,2486 -10"27+
4-0,5836- 10-2р—0,1113-10-^+0,4899,
при у=0,6'
Ср=0,336 -10-472—0,324 • 10-47р—0,2353 • 10-27+
+ 0,4805 • 10-2р—0,381 • 10-5р2+ 0,4854.
Поверхность теплообмена в аппарате НС-2
р_ОжСркЦр-^" КМср
где К — коэффициент теплопередачи; Д/Ср— среднелогарифмический перепад температур.
Используя уравнение теплового баланса, рассчитывают температуру жидкости на выходе из теплообменников ТО-3 и ТО-4. В дальнейшем в блок-схеме описывается итерационный процесс расчета холодильного цикла установки.
Определяется количество сорбента в холодильном цикле:
G — _5ход.
Гк9г
где qr— количество газа, полученное при разгазировании сорбента.
Производят расчет процесса сорбции. При этом определяют состав смеси и фазовых превращений. Рассчитывая дегазацию конденсата, полученного после сорбции, находят состав и количество газа дегазации и соответствующую уточненную по составу скрытую теплоту конденсации (гк), согласно методике, описанной в работе [102].
Уточняют полученное количество холода:
Qixon^qrfK'
Используя уравнение теплового баланса, рассчитывают температуру конденсата после дросселирования. Если количество полученного холода при испарении газа из конденсата недостаточно '•или, наоборот, в избытке, то уточняют количество сорбента. Затем следует внести поправку на уточнение значения скрытой теплоты конденсации. По уравнению теплового баланса для теплообменника ТО-2 определяют температуру жидкости (/и).
' Если температура (^12) недостаточна для обеспечения точки росы обрабатываемого газа, то продолжают итерацию по выбору количества сорбента в холодильном цикле.
После итерационного подбора количества сорбента рассчитывают поверхности теплообмена в теплообменниках ТО-1 и 70-2. По составу газовой фазы, полученной после сорбции, определяют состав газа, выходящего из установки при давлении pi и температуре выхода из установки НС-2, затем точку росы выходящего газа.
Описанная математическая модель установки позволяет определить геометрические параметры теплообменников, по расходу жидкости определить мощность насосов. С помощью этой модели можно подобрать наиболее оптимальный вид сорбента для конкретного газа.
§ 2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗА И КОНДЕНСАТАВ ПРОЦЕССАХ ИХ ДОБЫЧИ И ОБРАБОТКИ
При проектировании установок по обработке газа и конденсата на промысле или анализе работы существующих установок, а также для планирования добычи конденсата необходимо составлять полный материальный баланс по газу и конденсату на всем пути от скважины до пункта сдачи газа и конденсата потребителю. Если нужно планировать выход индивидуальных углеводородов, дополнительно составляют баланс по этим компонентам.
787т еаза787т еаза7Б4т газа 28т С5+7Б4т газа 28т С5+722 г газа 7т С5+722 г газа 7т С5+8 магистральный, газопровод8 магистральный, газопровод1230 т газа350 т С5 +1230 т газа350 т С5 +58 т газа 0,55 т С5+58 т газа 0,55 т С5+ЭжекторыЭжекторы42т21т C5t42т21т C5tконденсатаконденсата466 т конденсата322 т С5+466 т конденсата322 т С5+7,6 т С6+ 7т газа 0,05 т С5+7,6 т С6+ 7т газа 0,05 т С5+с/айА(0=25 кгс/см2\VC ) i\ t=O°C ) М^декма \«3т конденсата 342,46 т С5 +342,4 т С5 +8 магистральный •конденсатопрооодс/айА(0=25 кгс/см2\VC ) i\ t=O°C ) М^декма \«3т конденсата 342,46 т С5 +342,4 т С5 +8 магистральный •конденсатопрооодРис. 100. Материальный баланс газа и конденсата Вуктыльского газоконденсатного месторожденияРис. 100. Материальный баланс газа и конденсата Вуктыльского газоконденсатного месторожденияМатериальный баланс можно составить на основе описанной методики расчета фазовых превращений в процессах сепарации газа. Так как состав добываемого газа меняется по мере разработки месторождения, то такой баланс следует составлять по годам разработки залежи в соответствии с рассчитанными средне- пластовыми давлениями и составами добываемого газа. Эти данные необходимо уточнять в процессе опытно-промышленной и промышленной эксплуатации.Составы добываемого газа при различных пластовых давлениях могут быть определены на основе как расчетных, так и экспериментальных данных [ПО].Кроме состава пластового газа должны быть известны технологическая схема установки по обработке газа и конденсата на промысле и режим ее эксплуатации.В соответствии с методикой расчета фазовых превращений в процессе сепарации газа и дегазации конденсата, приведенной в предыдущем разделе этой главы, определяют составы газа и конденсата и их выход в граммах на кубический метр или тоннах на 1 млн. м3 газа, поступающего в магистральный газопровод.Материальный баланс можно составить на основе описанной методики расчета фазовых превращений в процессах сепарации газа. Так как состав добываемого газа меняется по мере разработки месторождения, то такой баланс следует составлять по годам разработки залежи в соответствии с рассчитанными средне- пластовыми давлениями и составами добываемого газа. Эти данные необходимо уточнять в процессе опытно-промышленной и промышленной эксплуатации.Составы добываемого газа при различных пластовых давлениях могут быть определены на основе как расчетных, так и экспериментальных данных [ПО].Кроме состава пластового газа должны быть известны технологическая схема установки по обработке газа и конденсата на промысле и режим ее эксплуатации.В соответствии с методикой расчета фазовых превращений в процессе сепарации газа и дегазации конденсата, приведенной в предыдущем разделе этой главы, определяют составы газа и конденсата и их выход в граммах на кубический метр или тоннах на 1 млн. м3 газа, поступающего в магистральный газопровод.
787т еаза
787т еаза
7Б4т газа 28т С5+
7Б4т газа 28т С5+
722 г газа 7т С5+
722 г газа 7т С5+
8 магистральный, газопровод
8 магистральный, газопровод
1230 т газа
350 т С5 +
1230 т газа
350 т С5 +
58 т газа 0,55 т С5+
58 т газа 0,55 т С5+
Эжекторы
Эжекторы
42т
21т C5t
42т
21т C5t
конденсата
конденсата
466 т конденсата
322 т С5+
466 т конденсата
322 т С5+
7,6 т С6+ 7т газа 0,05 т С5+
7,6 т С6+ 7т газа 0,05 т С5+
с/айА(0=25 кгс/см2\
VC ) i\ t=O°C ) М^декма \«3т конденсата 342,46 т С5 +342,4 т С5 +
8 магистральный •конденсатопрооод
с/айА(0=25 кгс/см2\
VC ) i\ t=O°C ) М^декма \«3т конденсата 342,46 т С5 +342,4 т С5 +
8 магистральный •конденсатопрооод
Рис. 100. Материальный баланс газа и конденсата Вуктыльского газоконденсатного месторождения
Рис. 100. Материальный баланс газа и конденсата Вуктыльского газоконденсатного месторождения
Материальный баланс можно составить на основе описанной методики расчета фазовых превращений в процессах сепарации газа. Так как состав добываемого газа меняется по мере разработки месторождения, то такой баланс следует составлять по годам разработки залежи в соответствии с рассчитанными средне- пластовыми давлениями и составами добываемого газа. Эти данные необходимо уточнять в процессе опытно-промышленной и промышленной эксплуатации.
Составы добываемого газа при различных пластовых давлениях могут быть определены на основе как расчетных, так и экспериментальных данных [ПО].
Кроме состава пластового газа должны быть известны технологическая схема установки по обработке газа и конденсата на промысле и режим ее эксплуатации.
В соответствии с методикой расчета фазовых превращений в процессе сепарации газа и дегазации конденсата, приведенной в предыдущем разделе этой главы, определяют составы газа и конденсата и их выход в граммах на кубический метр или тоннах на 1 млн. м3 газа, поступающего в магистральный газопровод.
Материальный баланс можно составить на основе описанной методики расчета фазовых превращений в процессах сепарации газа. Так как состав добываемого газа меняется по мере разработки месторождения, то такой баланс следует составлять по годам разработки залежи в соответствии с рассчитанными средне- пластовыми давлениями и составами добываемого газа. Эти данные необходимо уточнять в процессе опытно-промышленной и промышленной эксплуатации.
Составы добываемого газа при различных пластовых давлениях могут быть определены на основе как расчетных, так и экспериментальных данных [ПО].
Кроме состава пластового газа должны быть известны технологическая схема установки по обработке газа и конденсата на промысле и режим ее эксплуатации.
В соответствии с методикой расчета фазовых превращений в процессе сепарации газа и дегазации конденсата, приведенной в предыдущем разделе этой главы, определяют составы газа и конденсата и их выход в граммах на кубический метр или тоннах на 1 млн. м3 газа, поступающего в магистральный газопровод.
На рис. 100 приведен материальный баланс газа и конденсата для Вуктыльского газоконденсатного месторождения, рассчитанный по составу пластового газа на начало разработки месторождения [ПО, ИЗ]. Газ со скважины подается на двухступенчатую сепарационную установку.
Конденсат из сепараторов разгазируется сначала при давлении 35 кгс/см2, а затем при 25 кгс/см2 и 0°С, после чего поступает в конденсатопровод. Газ дегазации подается в поток газа, выходящего из сепаратора второй ступени.
Таблица 45
Составы пластового газа при снижении давления в Вуктыльском месторождении (в % мол.)
Компонент
Пласторое давление, кгс/см2
42
70
105
140
175
210
246
330
с,
79,256
79,611
79,540
79,175
78,682
78,074
77,28
74,8
С2
9,013
8,889
8,767
6,725
8,704
8,72
8,77
8,8
с3
3,767
3,639
3,587
3,603
3,643
3,70
3,77
3,9
С4
1,526
1,430
1,436
1,492
1,550
1,60
1,67
1,8
ф.
1,376
1,306
1,424
1,560
1,703
1,883
2,09
2,31
ф2
0,414
0,418
0,479
0,609
0,786
0,99
1,26
1,84
ф.
0,065
0,065
0,089
0,146
0,213
0,307
0,46
1,15
ф*
0,005
0,005
0,008
0,015
0,030
0,050
0,09
0,64
ф.
0
0
0
0,001
0,003
0,006
0,01
0,46
2
4,578
4,637
4,670
4,684
4,686
4,67
4,63
4,3
Сумма Ф,—Ф„ % мол.
1,86
1,794
2,00
2,321
2,735
3,236
3,91
6,40
Расчет материального баланса производился в следующем порядке: сначала рассчитывались составы добываемых из пласта газовых фаз при различных пластовых давлениях. Поскольку при контактной и дифференциальной конденсации составы фаз практически одинаковы, то производился расчет контактной конденсации. Составы газовых фаз приведены в табл. 45. В соответствии с этими составами рассчитывались фазовые превращения в процессе сепарации газа. При этом была принята схема двухступенчатой сепарации. В табл. 46 приведены давления и температуры, соответствующие I и II ступеням сепарации. Они выбирались в соответствии с изменением пластового й буферного давлений и давления, которое необходимо поддерживать на ГРС (газораспределительной станции) перед подачей газа в магистральный газопровод.
Были проведены также расчеты дегазации конденсата, выделенного в сепараторах. Давление I ступени было принято равным 35 кгс/см2, а 11 — 25 кгс/см2 при температуре 0°С.
На основе полученных данных было определено изменение потенциального содержания в пластовом газе пропана, бутанов и пентанов и вышекипящих (конденсата) и их выход на второй
ступени дегазации. Эти данные приведены в табл. 47. При осуществлении низкотемпературной конденсации из газа извлекается не весь конденсат. Часть его остается в растворенном состоянии -в отсепарированном газе.
Суммарный коэффициент извлечения конденсата с учетом потерь конденсата в пласте и на промысле для Вуктыльского место- рождения был равен 34%, из них потери на промысле составили 14,8%.
Таблица 46
Давление и температура в I и II ступенях сепарации газа
Вуктыльского месторождения при различных пластовых давлениях
Пластовое давление, кгс/см2
Давление, кгс/см2
Температура, °C
I ступень
II ступень
I ступень
II ступень
350
140
60
+10
—10
246
100
60
+ 10
— 10
210
100
60
+10
—10
140
50
55
+ 10
—10
105
30
55
+ 10
—10
На рис. 101 показаны выходы этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих на II ступени дегазации конденсата (25 кгс/см2) в зависимости от содержания Cg+ в пластовом газе. Чем оно меньше, тем ниже процент извлечения как самой фракции С5+, так и пропана и бутанов. При этом интенсивность снижения количества извлекаемых фракций Cs+, пропана и бутанов растет с уменьшением содержание-eg* » пластовом газе. Эти зависимости, носящие общий характер, можно использовать для ориентировочной оценки коэффициентов извлечения конденсата из добываемого газа, а также этана, пропана и бутанов при температурах сепарации минус 10—минус 15°С.
Таблица 47
Потенциальное содержание и выход пропана, бутанов и фракции С5+ Вуктыльского месторождения
Пластовое давление, кгс/сма
Содержаше, г/м®
Выход на I ступени дегазации, г/м3
пропана
бутанов
са+
пропана
бутанов
с5+
350
88,6
54,1
379,6
36,2
33,3
372,2
246
77,6
45,3
172,4
20,2
20,9
159
210
74,2
42,4
136,6
20,9
21,2
126,8
140
69,6
38,1
90,6
13,6
17,5
78,0
105
68,7
36,3
76,0
11,5
16,4
64,1
Фракционный состав конденсата при снижении пластового давления значительно изменяется (рис. 102). Если в начале разработки в вуктыльском конденсате содержание фракции, выкипающей до 130°С, составляло 68%, то к середине разработки оно увеличивается до 93%, содержание фракций, кипящих выше 180°С,
уменьшается при этом с 32 до 7%. Таким образом, в процессе разработки месторождения увеличивается выход бензиновых фракций и уменьшается выход фракций, используемых для получения дизельного топлива.
Благодаря облегчению конденсата, он в больших количествах при тех же условиях может удерживаться в газовой фазе. Потери конденсата растут. Процесс его выделения с помощью низкотемпературной сепарации становится нерентабельным. Установка
Петенциальное содержание c5v 6 газе.вг!м$Петенциальное содержание c5v 6 газе.вг!м$Рис. 101. Изменение количества этана, пропана, бутанов и фракции С5+ при разгазировании конденсата до 25— 30 кгс/см2 в зависимости от содержания Cs+ в пластовом газеРис. 101. Изменение количества этана, пропана, бутанов и фракции С5+ при разгазировании конденсата до 25— 30 кгс/см2 в зависимости от содержания Cs+ в пластовом газеРис. 102. Фракционный состав стабильного конденсата при различном пластовом давлении на Вуктыльском месторождении.Пластовое давление в кгс/см2: 2 — 350; 2 — 246; 3 — 210; 4 — 140; 5 — 105Рис. 102. Фракционный состав стабильного конденсата при различном пластовом давлении на Вуктыльском месторождении.Пластовое давление в кгс/см2: 2 — 350; 2 — 246; 3 — 210; 4 — 140; 5 — 105
Петенциальное содержание c5v 6 газе.вг!м$
Петенциальное содержание c5v 6 газе.вг!м$
Рис. 101. Изменение количества этана, пропана, бутанов и фракции С5+ при разгазировании конденсата до 25— 30 кгс/см2 в зависимости от содержания Cs+ в пластовом газе
Рис. 101. Изменение количества этана, пропана, бутанов и фракции С5+ при разгазировании конденсата до 25— 30 кгс/см2 в зависимости от содержания Cs+ в пластовом газе
Рис. 102. Фракционный состав стабильного конденсата при различном пластовом давлении на Вуктыльском месторождении.
Пластовое давление в кгс/см2: 2 — 350; 2 — 246; 3 — 210; 4 — 140; 5 — 105
Рис. 102. Фракционный состав стабильного конденсата при различном пластовом давлении на Вуктыльском месторождении.
Пластовое давление в кгс/см2: 2 — 350; 2 — 246; 3 — 210; 4 — 140; 5 — 105
холодильных машин дЛд того периода эксплуатации, когда эффект дросселирования уже не будет обеспечивать создание низких температур, может оказаться нецелесообразной и экономически не оправданной. В этом случае целесообразно применять другие процессы, например, как уже было указано, процесс сорбции в потоке, различные варианты теплообмена и др.
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАБОТЫСЕПАРАЦИрННЫХ УСТАНОВОК
Оптимальный режим эксплуатируемых сепарационных установок можно определить на основе применения методов планирования экстремальных экспериментов.
Такое планирование предусматривает постановку минимального числа опытов без существенного нарушения режима работающих установок. Один из простейших методов — метод «эволюци- 240
о иного» планирования. Он основан на исследовании небольших, изменений рабочих условий, влияние которых на процесс незначи* тельно, но которые многократно повторяются. Процесс продолжается до тех пор, пока общее влияние множества малых изменений не станет заметным. Этот метод применяют для выявления оптимального режима работы сепарационной установки. За параметр оптимизации принималась стоимость полученного конденсата с учетом расходов на создание низкой температуры с помощью холодильной установки. В качестве переменных рассматривались температура сепарации и расход газа.
На 'сепарационную установку поступал газ с содержанием конденсата 18 г/м3 и температурой 20°С. Исходный режим: расход газа Qo=ll,89-lO6 м3/сутки, температура сепарации Zo=—5,5°С.
Задача заключалась в том, чтобы путем выбора рационального сочетания динамического уровня расхода газа и температуры сепарации вывести скважину на режим, обеспечивающий наибольший экономический эффект, т. е. минимальные приведенные затраты.
Исследование проводится в такой последовательности.
Выбор основного уровня и интервалов варьирования каждого из регулируемых параметров. Обычно за основной уровень управляемых параметров принимаются значения их, соответствующие режиму эксплуатации скважины до проведения исследования — Qo, /о- Шаг варьирования выбирают минимальным, исходя, из технологических возможностей установки — AQ, М.
Определяют регулируемые параметры на верхнем (Q+ь Z+i) ина нижнем уревнях (@-т,^-т)«о-формудам-.
Q+r=Qo+AQ; Q—i=Q«—AQ;(227)'
Z+1=Z0+AZ; U^o—AZ.(228)
В данном случае AQ=0,59-10e м3 / сутки, Д/=1,5°С.
Проводят за один цикл в случайном или в некотором заданном порядке все 5 опытов.
Так как процесс сепарации непрерывный, то следует предусмотреть время, необходимое для того, чтобы процесс достиг установившегося режима после изменения уровней регулируемых пара- метров.
Полученные результаты приведены в табл. 48. Так как замеры при установившемся режиме следует производить не менее трех раз, то в таблице приведены их средние значения.
При расчете было принято, что стоимость снижения температуры 1 млн. м3 газа на ГС с помощью холодильной установки составляет 5 руб., стоимость 1 т конденсата — 20 руб.
На основе данных первых четырех экспериментов (опытные 2—5) вычисляют эффекты от изменения регулируемых параметров.
Следует отметить, что в этом случае оптимальный вариант — при минимальных приведенных затратах, которые в данном случае выражаются в эксплуатационных расходах (расходы на 16—7241
-охлаждение газа) на единицу получаемой продукции (тонну конденсата).
Эффект изменения расхода газа:
Ьх = -^кП.-уП4-Пг — П^ = №.(229)
Эффект изменения температуры сепарации
Ьг = -^-<П4^П6-Пг-Па^-Ь№.(230)
Эффект изменения среднего значения параметра оптимизации
(231)(231)Дср = 4" ^ + /7= + Л4 + 77, - 477,) = 0,592.
(231)
(231)
Здесь 771—775 — приведенные затраты.
Таблица 48
Номер опыта
Регулируемые параметры
Параметр оптимизации
расход газа, млн. м3/сутки
температура сепарации, °C
Выход конденсата, т/сутки
Расходы на охлаждение газа, руб./сутки
Приведенные затраты, руб./т
1
11,89
—5-, 5
120
1516
12,63
2
11,3
—4
85,4
1356
15,87
3
12,48
—4
94
1497
15,92
4
11,3
—7
140
1525
10,89
5
12,48
—7
, 156
1685
10,80
6
13,07
—5,5
122
1666
13,65
7
11,89
—8,6
153
1694
11,07
8
13,07
—8,5
158
1862
11,78
При геометрической интерпретации пространство, по осям которого откладываются значения варьируемых факторов, называется факторным пространством, а график функции n=II(Q, t) —поверхностью отклика. Если поверхность отклика вогнута, то эффект изменения среднего — величина положительная, как получено в данном случае, т. е. оптимальный режим находится в пределах рассматриваемой области. Исходя из полученных результатов, было принято решение начать новую фазу планирования эксперимента с новой центральной точкой, за которую была принята точка, от- вечиющая оптимальному режиму I фазы планирования эксперимента с параметрами Q = 12,48 млн. м3/сутки при t=—7°С.
Было проведено еще три эксперимента, результаты которых даны в табл. 48 (опыты 6—8).
Для II фазы планирования эффект изменения расхода газа
\=4" <л- А-п-Щ- П^=0,86, эффект изменения температуры сепарации
Ьг=:А-(П8^П1-П6-П1) — 2,58,
эффект изменения среднего значения параметра оптимизации
△ср= -|- (/7. + /7, + /7, + /7. - 4/75) = - 0,84.
Так как bt получилось положительным, то, следовательно, дальнейшее увеличение расхода газа нерационально.
Действительно, при больших расходах газа значительно увеличивается унос конденсата в капельном состоянии. Снижение температуры сепарации увеличивает выход конденсата, однако при этом увеличиваются расходы, связанные с охлаждением газа.
Эффект изменения среднего значения параметра оптимизации— величина положительная. Исходя из полученных результатов, был принят за оптимальный режим эксплуатации скважины при расходе 12,5 млн. м3/сутки и температуре минус 7°С.
С помощью приведенного примера показано, как можно на основе минимального числа экспериментов выявить оптимальный режим работы установки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Абасов М. Т., Джалилов К. Н. Некоторые вопросы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений. — В кн.: Развитие газовой промышленности СССР. М., Гостоптехиздат, 1960, с. 91—109.
Абасов М. Т., Кулиев А. М. Некоторые гидродинамические расчеты эксплуатации газонефтяных месторождений. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1960 № 3, с. 22—24.
Абасов М. Т., Кулиев А. М. Некоторые результаты расчетов разработки газонефтяных месторождений.—.Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1961, № 1, № 2, с. 25—27, с. 25—28.
Абрамова Л. М., Аширов К. Б. К вопросу о полноте вытеснения нефти ■из сводовой части нефтяной залежи Калиновско-Новостепановского месторождения при сформировании газовой шапки/ Тр. Гипровостокнефти, вып. IX, 1965, с. 29—37.
Амике Дж., Басс Д., Уайтени Р. Физика нефтяного пласта. Пер. с англ. М„ ГТТИ, 1962.
Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. М., Физмат- гиз, 1963.
Андриасов Р. С., Сахаров В. А., Грон В. Г. Влияние скорости потока на давление начала выделения газа/ Тр. МИНХ и ГП, вып. 99, 1972, с. 68—71.
Антонов П. А. Результаты исследования диффузионной проницаемости осадочных пород для легких углеводородов/ Тр. ВНИИЯГГ, вып. 8. 1970, с. 51—79.
Ахмедов 3. М. О постановке задач фильтрации газоконденсатных систем.— Нефть и газ, 1972, № 10, с. 29—34.
Басниев К. С., Грдзелова К. Л. О некоторых особенностях проявления упруго-водонапорного режима в газовых месторождениях/ Тр. МИНХ и ГП, вып. 116, 1976, с. 32—39.
Барьерное заводнение нефтегазоконденсатной залежи Восточно-Суслов- ского месторождения. — Нефтяное хозяйство, № 11, 1970, с. 53—57.
Белкина Н. А., Алиева В. Г. Константы равновесия фракции стабильного ■конденсата и методы их определения. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1974, № 2, с. 12—15.
Берман Л. Б., Дмитриевский В. И., Нейман В. С. Анализ достоверности результатов подсчета запасов газа объемным методом. — Геология нефти и газа, 1976, № 8, с. 14—16.
Берман Л. Б., Нейман В. С., Грачева Т. Г. Использование методов группирования пластов по фильтрационно-емкостным свойствам при подсчете запасов.— Известия вузов, Сер. Геология и разведка, 1974, № 10, с. 81—91.
Берман Л. В., Нейман В. С. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., Недра, 1974.
Бернадинер М. Г., Ентов В. М. — Известия АН СССР, ПМТФ, 1968, № 2.
Богомолова А. Ф., Глазова В. М. Влияние неоднородности пластов на распределение остаточной воды. — Нефтепромысловое дело, 1970, № 9, с. 5—9. 244
Богомолова А. Ф., Рыжик В. М., Глазова В. М. О концевых эффектах лри равновесном распределении водонасыщенности в неоднородном пласте. Газовое дело, 1972, № 11, с. 14—17.
. Булаткин И. К., Верин Б. А. Некоторые итоги закачки воды в подгазовую зону газонефтяной залежи. — Нефтепромысловое дело, 1969, № 7, с. 18—21.
Булаткин И. К. Барьерное заводнение пласта Б] Бахметьевского месторождения.— Нефтепромысловое дело, 1964, № 2, с. 14—19.
Булаткин И. К. Опыт разработки нефтегазовой залежи пласта Б1 тульского горизонта Бахметьевского месторождения. — Нефтепромысловое дело, 1970, № 7, с. 3—6.
Влияние группового состава конденсата на константы равновесия компонента Св+ в газоконденсатных системах. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1973, № 4, с. 12—15.
Влияние смол и асфальтенов на критические параметры газоконденсатнонефтяных смесей/ Авт. М. С. Разамат и др. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1974, № 9, с. 34—36.
Влияние сорбционных процессов на величину суммарных запасов газа/ Авт. А. X. Мирзаджанзаде и др. — Геология нефти и газа, 1974, № 2, с. 12—15.
Временная инструкция по исследованию скважин с целью определения содержания конденсата, бутанов, пропана и этана в газоконденсатных залежах и подсчета их балансовых и извлекаемых запасов. М., ВНИИгаз, 1971.
Вытеснение конденсата пластовой водой/ Авт. Петренко, Г. В. Рассохин и др. — Газовая промышленность, 4974, № 4, с. 38—41.
Гублер Е. В., Генкин А. А. Применение непараметрических критериев статистики в медико-биологических исследованиях. Л., Медицина, 1973.
Вопросы комплексного использования углеводородного сырья газонефтя- ны£~местор6жденйй/Авт?‘А.1Т7Тфйцён^^—
Гулиева Н. М. К исследованию гистерезисных явлений при режиме растворенного газа. Изд. АН СССР, ОТН, 1958, '№ 7, с. 17—19.
Гуревич Г. Р., Соколов В. А., Шмыгля П. Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М., Недра, 1976.
Гуревич Г. Р., Ширковский А. И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов. М., ВНИИОЭНГ, 1975.
Движение углеводородных смесей в пористой среде/ Авт. В. Н. Николаевский, Э. А. Бондарев, Г. С. Степанова и др. М., Недра, 1968.
Дурмишьян А. Г. Вопросы геологии, разведки и разработки газоконденсатного месторождения Карадаг. Баку, Азернефтнешр, 1960.
Дурмишьян А. Г. О связанной нефти в газовых и газоконденсатных пластах.— Геология нефти и газа, 1963, № 9, с. 49—52.
Желтов Ю. В., Мартос В. Н. Анализ способов разработки нефтегазоконденсатных месторождений.— В кн.: Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. М., Недра, 1969, с. 162—189.
Желтов Ю. В., Кисиленко Б. Е., Аванесов И. Г. Гидродинамические особенности процесса разработки месторождений высоковязкой нефти при заводнении. — Тр. ИГиРГИ, 1972, с. 33—47.
Желтов. Ю. В., Мартос В. И. О некоторых закономерностях движения нефтяных оторочек, — Нефтяное хозяйство, 1968, № 2, с. 31—35.
Желтов Ю. В., Мартос В. Н., Фролов А. И. О механизме вытеснения газа водой из пористой среды. — Газовая промышленность, 1966, № 1'1, с. 18—20.
Жузе Т. П., Журба А. С., Есаков Е. А. Растворимость н-гексана, циклогексана и бензола в сжатом этилене. Изд. АН СССР.ОХН, № 2, 1960, с. 20—22.
Жузе Т. П. Сжатые газы как растворители. М., Наука, 1974.
Лабораторные исследования процесса вытеснения остаточной нефти из заводненного пласта/ Тр. ВНИИ, вып. 42, 1965, с.'143—152.
Ивахненко А. Г. Долгосрочное прогнозирование и управление сложными системами. Киев, Техника, 1975.
Ивахненко А. Г., Зайченко Ю. П., Дмитриев В. Д. Принятие решений на основе самоорганизации.—Советское радио, 1976.
Искендеров М. А. Рациональная разработка газоконденсатных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1964.
Капченко Л. Н. О некоторых причинах аномально высоких пластовых давлений. — Геология нефти и газа, 1964, № 7, с. 42—43.
Кисиленко Б. Е. Экспериментальное изучение характера продвижения однонефтяного контакта в пористой среде. Изд. АН СССР, сер. Механика и машиностроение, 1963, № 6, с. 80—84.
Кондрат Р. М., Мартос В. И. Исследование вытеснения газа водой из слоистых пористых сред. — В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1971, № 3, с. 9—17.
Коротаев Ю. П., Степанова Г. С., Критская С. Л. Классификация газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по составу пластовой смеси.— Газовая промышленность, 1974, № 9, с. 23—25.
Корчажкин М. Т. Технологическая схема сепарации высоконапорного конденсатного газа — Добыча, транспорт и хранение газа, 1961, с. 25—27.
Разамат М. С. Критические параметры газоконденсатнонефтяных систем.— Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1971, № 6, с. 23—26.
Кричевский И. Г. Понятия и основы термодинамики. М., Госхимиз- дат, 1962.
Кундин С. А., Куранов И. Ф., Курбанов А. К. Методика расчета процесса заводнения нефтегазовой залежи с обширной подгазовой зоной. — Нефтяное хозяйство, 1973, № 4, с. 27—30.
Латонов В. В. Состояние аэрозоли в пористой среде.—В кн.: Физико- геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегаэоконденсатных месторождений. М., Недра, 1969.
Леонтьев И. А., Петренко В. И., Рассохин Г. В. Об эффекте вымывания конденсата пластовой водой при разработке газоконденсатных месторождений. — Газовое дело, 1968, ’№ 3, с. 3—5.
Литвинов А. А., Шевченко А. К.> Бабенко О. А. Некоторые особенности фильтрации газа в пористой среде. — В кн.: Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1971.
Лифшиц Н. А., Пугачев В. С. Вероятностный анализ систем автоматического регулирования. М„ Советское радио, 1963.
Мартос В. И., Грачева Е. Н. О механизме вытеснения газа водой при. снижающемся давлении. — Газовое дело, 1972, № 9, с. 19—23.
Мартос В. И., Грачева Е. В. Растекание воды в частично обводненных газовых пластах при снижении давления. — Газовая промышленность, 1972, № 7, с. 12—15.
Мартос В. Н. Особенности вытеснения газа водой при равномерном снижении давления на линии отбора. — Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1973, № 4, с. 19—21.
Мартос В. Н., Рыжик В. М. Исследование капиллярной пропитки применительно к моделированию вытеснения газа водой. •—Известия АН СССР, МЖГ, 1967, № 1, с. 157—160.
Мартос В. Н. Экспериментальное исследование фильтрационных процессов, происходящих при разработке нефтегазоконденсатных месторождений/ Тр. ВНИИ, 1967, вып. 31, с. 30—32.
Мартынцив О. Ф. О нефтеотдаче при вытеснении оторочки в газовую часть пласта. — Нефтяная и газовая промышленность, 1973, № 3, с. 23—24.
Мелик-Пашаев В. С. Аномально высокое давление в нефтяных и газовых месторождениях. — Газовая промышленность, 1956, № 8, с. 15—18.
Методика исследования газоконденсатных месторождений/ Авт. А. С. Беликовский, В. В. Юшкин, Я. А. Савинихина и др. Тр. ВНИИгаза, вып. 17, 1962, с. 11—32.
Мирзаджанзаде А. X. Методы определения точек кипения и росы пластовых жидкостей и газов. — Инженерно-физический журнал, 1976, т. XXX, № 2, с. 190-192.
Мирзаджанзаде А. X. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. Баку, Азернефтнешр, 1959.
Мирзаджанзаде А. X., Качалов О. Б., Бахманов Р. Б. Проблема большого научного и экономического звучания. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1976, № 3, с. 12—15.
Мирзаджанзаде А. X. О движении двухфазных систем в пористой среде е -учете» процессов- -тепломассоцереноса-— Ишкенерио-физическийжурнал, т. XVIII, № 6, с. 1025—1031.
Мирзаджанзаде А. X. Об одном способе повышения продуктивности скважин. — Нефтепромысловое дело, 1974, № 9, с. 14—18.
Мустафинов А. И. Классификация залежей углеводородов по фазовому состоянию и соотношению объемов газообразной и жидкой фаз в пласте.— Геология нефти и газа, 1962, № 12, с. 47—50.
Нам Н. К-, Мартынова М. А. Уточнение эмпирических формул влагосо- держания природного газа. — Газовое дело, 1971, № 11, с. 18—20.
Николаевский В. Н. К расчетам процессов фильтрации газоконденсатных смесей.—Механика жидкости и газа, 1971, № 4, с. 150—157.
Николаевский Н. М., Розенберг М. Д. Принципы промышленной оценки и разработки нефтяной оторочки газовых месторождений. М., ГОСИНТИ, 1960.
Новрузова Ф. М. Растворимость компонентов природного газа в конденсатах и их фракциях. — Газовая промышленность, 1973, № 12, с. 16—21.
Нурмамедова 3. А., Фарзане Я. Г., Разамат М. С. Влияние остаточной водонасыщенности на определение суммарных запасов газа в газовых месторождениях.— Нефть и газ, 1976, № 2, с. 39—40.
О законе фильтрации газа в пористой среде/ Авт. А. X. Мирзаджанзаде и др.—Доклады АН СССР, 1969, т. 184, № 4, с. 794—795.
О стационарной фильтрации газоконденсатных смесей/ Авт. С. Н. Бузи- нов, Ю. В. Желтов, Г. С. Степанова.—Механика жидкости и газа, 1973, № 5, с. 69—75.
О механизме фильтрации газоконденсатных систем/ Авт. И. М. Аметов и др. — Нефть и газ, 11972, № 11, с. 12—15.
О нелинейных эффектах при фильтрации газа/ Авт. А. X. Мирзаджанза- де и др.—Механика жидкости и газа. 1969, № 5, с. 103—109.
Патент США, № 3013607, кл. 166—10.
Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. М„ Гостоптехиздат, 1961.
Полубаринова-Кочина П. Я. К вопросу о перемещении контура нефтеносности.— Доклады АН СССР. 1945, т. 47, № 4, с. 92—99.
Покровский К. В., Дьяченко И. И.» Разамат М. С. Исследование влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации. — Газовое дело, 1969, № 2, с. 6—9.
Прогнозирование нефтяной оторочки в газокднденсатных залежах по составу пластового газа/ Авт. А. С. Беликовский, Я. Д. Саввина, В. И. Савченко и др. — Газовая промышленность, 1965, № 9, 1—6.
Разамат М. С., Аликшизаде И. Ю. Применение планирования экспериментов при исследовании газоконденсатных систем. — Газовое дело, 1972, № 10, с. 46—48.
Разамат М. С., Рамазанова Э. Э., Обручникова Л. В. Экспресс-метод для распознавания типа газоконденсатных месторождений.— Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 60—62.
Рамазанова Э. Э., Разамат М. С., Обручникова Л. В. Использование методов распознавания образов в классификации газоконденсатных месторождений. — Ученые записки АзНефтехим. 1974, с. 35—38.
Рамазанова Э. Э. Уравнение для определения выхода конденсата при сепарации газоконденсатных систем. Баку, АзИНТИ, 1975, № 47, с. 112—15.
Разведка газовых месторождений Севера Тюменской области с использованием метода группирования/ Авт. Л. Б. Берман и др.—Геология нефти и газа, 1976, № 4, с. 38—41.
Разработка газоконденсатных месторождений/ Авт. А. X. Мирзаджанза- де, А. Г. Дурмишьян, А. Г. Ковалев и др. М., Недра, 1967.
Рассохин Г. В., Сливков В. И., Уляшев В. Е. Экспериментальное исследование величин предельного градиента давления для коллектора месторождения КОМИ АССР. — Разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1976, № 10, с. 18—23.
Рафибейли Н. М. О влиянии пористой среды на давление насыщения.— Изв. АН СССР, сер. Металлургия и топливо, 1958, № 2, с. 18—22.
Розенберг М. Д. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных систем в нефтяных пластах. М„ Недра, 1969.
Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия углеводородных систем на ЭЦВМ. — В кн.: Таблицы констант равновесия. М., ВНИИГаз, 1972.
Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М„ Недра, 1965.
Саввина Я. Д. Исследование фазовых равновесий метана с отдельными углеводородами. — Тр. ВНИИнефть, 1955.
Сафмен П. Г. Механика, 1966.
Современные тенденции в области подготовки газа/ Авт. А. И. Гриценко, И. А. Галанин, Л. М. Зиновьева и др. М., ВЦИИОЭНГ, 1976.
Степанова Г. С., Бурмистров А. Г. Растворимость азота в углеводородах различного строения. — Переработка газа и газового конденсата, 1975, № 5, с. 28—30.
Степанова Г. С., Бурмистров А. Г. Определение констант фазового равновесия азота в многокомпонентных смесях с углеводородами. — Переработка газа и газового конденсата, 1976, № 6, с. 13—18.
Степанова Г. С., Выборнов Н. М., Выборнова Я. И. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1968.
Степанова Г. С., Выборнова Я. И. Фазовые равновесия бинарных смесей метана с нафтеновыми и нормальными парафиновыми углеводородами.— Газовое дело, 1964, № 10, с. 9—13.
. Степанова Г. С., Выборнова Я. И. Расчет фазовых превращений в процессах промысловой обработки газа и конденсата. — Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1970, № 12, с. 8—18.
Степанова Г. С. Метод определения давления схождения констант равновесия многокомпонентных углеводородных смесей — Тр. АзНИИ, 1957, XVI, с. 113—131.
Степанова Г. С. Метод определения критической точки многокомпонентных систем.— Газовое дело, 1962, № 3, с. 1—16.
Степанова Г. С. Метод расчета изменения содержания фракции пентан плюс вышекипящие в газе. — Газовое дело, 1956, № 8, с. 7—10.
Степанова Г. С., Самарин А. А. Растворимость этана и пропана в углеводородах различного строения/ Тр. ВНИИЭгазпром, сер. переработка газа и газового конденсата, 4970, с. 25—30.
. Степанова Т.~С. ЧГазовыГТфёвращёййя углёВОДО газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1974.
Степанова Г. С., Самарин А. А. К вопросу расчета фазовых превращений в системе газ — конденсат — водные растворы метанола/ Тр. ВНИИЭгаз- лром, сер. переработка газа и газового конденсата, 1973, № 5, с. 12—15.
НО. Степанова Г. С., Качалов О. Б., Критская С. Д. Методы определения фазовых переходов пластовых смесей.— Газовая промышленность, № 10, 1975, с. 30—33.
Степанова Г. С. Расчет добычи конденсата из месторождений с конденсатной или нефтяной оторочкой. — Нефтяное хозяйство, 1972, № 5, с. 42—45.
Степанова Г. С., Коротаев Ю. П. Прогнозирование добычи конденсата, пропана и бутана при разработке газоконденсатных месторождений на истощение. — В сб.: Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири, 1971, с. 116—‘127.
Степанова Г. С., Мосина А. А. О закономерностях состава пластовых смесей глубокозалегающих нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. — Газовая промышленность, 1976, № 11, с. 27—31.
Сушилин А. В. Исследование вязкости и плотности смесей углеводородов в газовой фазе при высоких давлениях и температурах. М., ИГиРГИ, 1975.
Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений и новой техники в народном хозяйстве СССР. 2-ое издание. М-> АН СССР, 1964.
Ткаченко М. Ф., Степанова Г. С. Способ определения абсолютной ве-
личины уноса мелкодисперсного углеводородного конденсата газом из сепаратора. А. с. 272272 [СССР] — Заявл. 28.05. 69; Опубл, в Б. И., 1970, № 19.
Тривус Н. А., Белкина Н. А., Алиева В Г. Методы корреляции констант равновесия стабильной фракции конденсата. — Переработка газа и газового конденсата, 1973, № 1.
Тривус Н. А., Белкина Н. А. Определение констант равновесия метана в газоконденсатных системах по некоторым его термодинамическим свойствам в смеси с жидким растворителем. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1968, № 10, с. 29—30.
Фарзане Н. Г. Расчетный метод определения однофазного состояния газоконденсатных систем. — Нефть и газ, 1960, № 6, с. 71—76.
Фиш. М. Л., Леонтьев И. А., Храменков Е. И. Оценка коэффициента га- зоотдачи в период падающей добычи. М., ВНИИЭгазпром, 1974.
Филиппов Б. В. Типы природных резервуаров нефти и газа. М., Недра, 1967.
Хоуген О., Ватсон К. Физико-химические расчеты в технике. М.—Л„ Госхимиздат, 1941.
Шмыгля П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1967.
Эйвазова И. М. Экспериментальное изучение процесса вторжения нефти из оторочки в газоконденсатную часть залежи и последующего вытеснения из пласта этой нефти водой. — Тр. АзНИИДН, вып. 23, 1972, с. 424—432.
Экспериментальное определение критических параметров газоконденсатных систем/ Авт. М. С. Разамат и др. — Газовое дело. 1971, № 5, с. 3—6.
Эфрос Д. А. Исследование фильтрации неоднородных систем. Л. Гос- топтехиздат, 1963.
Alani G. Н., Kennedy Н. Т. Trans AIME, 1960, v. 219.
Allen I. C. Classification of oil anf gas wells. Oil and Gas J., 1952, 51, 12, 355—365.
Benedict M., Webb G., Rubin L. An empirical equation for thermodynamic properties of light Hydrocarbons and their mixture. Chem. Eng. Progr. 1951, 8, 419, 9, 449, 11, 571,4 2, 609.
Bleakly W. B. Colorado begest field engineering for meximum recovery. Oil and Gas J. 1964, N 9, pp. 108—113, 116.
Bleakly IF. B. Rangelly flood looking good; production near 47.000 bo/d. Oil and Gas J. 1973, N 8, pp. 91, 92, 97.
Bleakly W. B. A book at Adena to — day. Oil & Gas J. 1966, N 16, pp. 83—85.
Dandona Anil K., Morse R. A. How flooding rate and gas saturation can effect water flooding performance. Oil & Gas. J. 4973, N 27, pp. 60—64, 28, pp. 69—73.
Davis P. S., Bertuzzi A. T., Gore F. L., Kurata F. The phase and volumetric behavior of natural gases at low temperatures and high pressures. Trans, AIME, 1954, 201, 245.
Dempsey T. Computer routine treats gas viscosity as a variable. Oil and Gas Journal, 1965, 63, 33.
Eilerts С. K. and other. Prase relations of gascondensate fluids, Nev/ York, 1957.
Engelhardt W., Tunn IF. Under des Stromen von Fliissigkeiten durch Sandsteine. «Heideberger Berichte zur mineralogie und Petrigraphie». В. V., H 1/2, 1954.
Fish L. IF., Hard) E. F. Reserve estmates J. American Gas Association v. 56, 10, 1954, p. 7—10.
Grives R. B., Thodos G. The cricondentherm and cricondenbar temperatures of multicomponent mixtures. Soc. Petrol. Eng. J. 1963, 3, 4, 287—292.
Grieves R. B., Thodos G. The critical pressures of multicomponent hydrocarbon mixture and the critical densities of binary hydrocarbon mixtures. AIChE, 1963, 1, 9, 1, 25.
Hadden S. T. Convergence pressure in hydrocarbon vapor —liquid equilibria Chem. Eng. Progr. Symp. Ser., 1953, 49, 7, 53.
Hanson G. H., Brown G. G. Vapor — liquid equilibria in mixtures of volatile parasins. Ind. Eng. Chem. 1945, 37, 821.
Holm L. W. Propan — gas—water miscible floods in watered areas of the Adena field. Colorado. J. Petrol. Tech. 1972, N 10, pp. 1264—1270.
Kurata F„ Katz D. L. Critical properties of valatile hydrocarbon mixtures. Trans. AIChE, 1972, 38, 995.
Levine I. Displacement mechanism in consolidated porous system. Trans. AIME, v. 198, pp. 108—114.
I. Van Lookeren Oil production from reservoits with an oil layer between gas and water in the same sand. J. Petrol. TechnoL, 1965, N 3. 474—478.
Miscible flood may captire 95% crude oil in place. Oil & Gas. J., 1965, N 30., pp. 18—20.
Muskat M. Physical principles of oil production, New York, 1949, p. 922.
Lohrenz J., Bray B. G., Clark Ch. R. Calculating viscosities of reservoir fluids form-their compositiene. J. Petrel. Techno!.-, 1864, 46, 10.
Heyrey R. R. Get equilibrium data this easier way. Petrol. Refiner. 1960, 39, 12.
Organick E. L, Golding В. H. Prediction at saturation pressures fro condensate— gas and volatile oil mixtures. AIME Techn. Pub. J. Petrol. TechnoL, 1952, 4, 5, 138—148.
Organick E. J. Elliott Equilibrium ratio charts, for hydrocarbon systems. Proc. NGAA. 1955: Natural Gasoline Association of America, Tulsa, Okla, 1957.
Organick E. J. Prediction critical pressures for condensate—gas and volatile oil mixtures. Chem. Eng. Prog. Symp., Ser. 1953, 49, 6, 81.
Popa C. The behaviour of reservoir previously swept by water infection under dissolved gas drive. Chem., Oil and Gas Romania, 1930, 6, N 1, pp. 92—108.
Popa C. Comportarea in regim de gaze dizolvate a unii zacamint spalat anterior cu apa... «Petrol si gaza», 1970. v. 21, N 1, pp. 28—33.
Richardson J. G., Blackwell R. I. Use of simple mathematical models for predicting reservoir behavior. J. Petrol. TechnoL 1971, N 9, p. 1128—1135.
Rome A. M. The critical composition method a new convergence pressure method. Soc. of Petrol. Eng. 1967, 1, 3, 54—60.
Sage В. H. Lacey IF. N. Thermodynamic properties of the lighter hydrocarbons hydrogen. Sulfide and carbon dioxide. American Petroleum Institute, New York, 1955.
Sayre A. T., Barton W. C. Adena gas — oil — contact water injection is fullfilling its promice. Oil & Gas J., 1961, N 46, pp. 39—46.
Sigmund P. M. a. o. Petrograde condensation in porous media. SPE J- 1973, v. 13, N 2, pp. 93—104.?
Tindy R., Raynal M. Are test — cell saturation pressure accurat enough? ; Oil & Gas J„ 1966, v. 64, N 49, pp. 18—24.•-
Wall C. G., Khurana A. K. The effect of rate of pressure decline and li- ). quid viscosity on low — pressure gas saturation in porous media. J. Inst. Petrok 1972, N 564, pp. 335—345.(
Weyler J. R., Sayre A. T. A novel pressure maintenance operation in a large stratigraphic trap. J. Petrol. Techn., 1959, N 8, pp. 921—927.
Winn F. W. Simplified nomographie presentation hydrocarbon vapor — liquid equilibria Chern. Eng. Progr. Symp. Ser. .1952, 48, 2, 121, Petrol. Refiner, 1954, 33, 6, 131.-
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие
Глава I. Нефтегазоконденсатные месторождения и применяемые системы их разработки * 7
Анализ геолого-промысловых материалов по нефтегазоконденсатным месторождениям 7
Физико-геологические особенности разработки нефтегазоконденсатных месторождений27
Глава И. Термодинамические особенности нефтегазоконденсатных систем и методы их изучения35
Термодинамические равновесные и неравновесные характеристики нефтегазоконденсатных систем35
Расчетные методы определения основных параметров нефтегазоконденсатных систем 50
Совершенствование методов исследования нефтегазоконденсатных смесей75
Классификация нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений 91
Глава III. Газогидродинамические исследования фильтрации нефтегазоконденсатных смесейЮ2
Термодинамические модели, применяемые для описания фильтрации газоконденсатных смесей102
Нелинейные эффекты при фильтрациигаза105
О механизме фильтрации газоконденсатных систем ... НО
Движение нефтяных оторочек по водонефтегазонасыщенным пластам112
Извлечение нефти из оторочек при газонапорном режиме ..136
Глава IV. Методы оценки геологических и извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата 151
Объемный метод и метод материального баланса . •....151
Подсчет запасов газа на основе классификационных методов..156
Анализ данных и прогнозирование коэффициента газоотдачи..163
Глава V. Научные основы разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием давления . . . 1 166
Принципы рациональной разработк!* и расчетные схемы различных способов заводнения 166
Учет влияния начального градиента давления при разработке месторождений на водонапорном режиме .... \ ...191
253*
. Технико-экономические вопросы выбора способов разработки нефтегазоконденсатных месторождений198
Оценка технико-экономических показателей методов частичного заводнения 205
Глава VI. Методы контроля за разработкой нефтегазоконденсатных залежей 209
Контроль за процессом на основе анализа характерных кривых 209
Анализ взаимодействия эксплуатационных объектов ....212
Прогнозирование добычи конденсата . . ■220
Глава VII. Некоторые вопросы промысловой обработки газа и конденсата ■226
Расчеты массотеплообмена в промысловых установках . .. 226
Материальный баланс газа и конденсата в процессах их Добычи и обработки237
Определение оптимального режима работы сепарационных установок . ■.240
Список литературы . 244
ИБ № 2173
ЮРИИ ВАСИЛЬЕВИЧ ЖЕЛТОВ
ВИКТОР НИКОЛАЕВИЧ МАРТОС АЗАТ ХАЛИЛОВИЧ МИРЗАДЖАНЗАДЕ ГАЛИНА СЕРГЕЕВНА СТЕПАНОВА
Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений
Редактор издательства Е. А. Петрова Переплет художника В. Д. Петухова Художественный редактор В. В. Шутько Технический редактор А. Е. Матвеева Корректор Р. Т. Баканова
Сдано в набор 08.01.79 Подписано в печать 25.04.79 Т-08239 Формат бОХОО1^ Бумага № 2 Гарнитура лнтер. Печать высокая Печ. л. 16,0 Уч.-изд. л. 17,16 Тираж 1300 экз. Заказ 7/6782-6 Цена 1 р. 10 к.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
УВАЖАЕМЫЙ ТОВАРИЩ!
В издательстве «Недра»
готовятся к печати) новые книги
Л ЮР И И. В., РОМАНОВ Б. А. Оборудование для добычи нефти паротепловыми методами. 12 л., 65- к.
В книге описаны технологические схемы и особенности способов теплового воздействия на пласт. Установлены параметры для выбора способа и сфера применения паротеплового воздействия. Описаны системы нагнетания пара в нефтяные пласты, технологические и энергетические показатели, используемые при оценке экономической эффективности применяемого способа воздействия. Много внимания уделено оборудованию, применяемому при термоинтенси- 4икации добычи нефти. Описан опыт эксплуатации системы нагнетания пара в пласт. Книга содержит также необходимые справочные данные для расчета систем нагнетания.
Книга предназначена для инженерно-технических работников нефтяной промышленности.
МАЙДЕБОР В. Т. Особенности разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами. 17 л. 1 р. ЭО к.
Книга посвящена в основном -методическим вопросам изучения трещиноватых коллекторов и особенностям приуроченных к ним залежей нефти и разработки их. Большое внимание уделено упру- гоемкости и установлению размеров блоков породы в залежах трещиновато-пористых коллекторов весьма разнообразных по своему строению. Остальной материал посвящен определению запасов нефти, проектированию и анализу разработки нефтяных месторождений с трещиновато-кавернозными и трещиновато-пористыми коллекторами.
Книга предназначена для инженерно-технических работников нефтегазодобывающих управлений и научных сотрудников проектных и научно-исследовательских институтов, занимающихся проектированием и анализом разработки нефтяных и газовых месторождений, а также будет интересна студентам нефтяных вузов и факультетов.
Интересующие Вас книги Вы можете приобрести в местных книжных магазинах, распространяющих научно-техническую литературу, или заказать через отдел «Книга — почтой» магазинов:
№ 17 —199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61;
№ 59 —127412, Москва, Коровинское шоссе, 20. Издательство «Недра».
1 В расчете использовались эквивалентные единицы измерения: 1 м3 жидкого-
В первом варианте учитывалось влияние жидкой фазы, во втором
им пренебрегали. Результаты расчета приведены на рис. 25.
Если извлечение конденсата прогнозируется только на основа
гистерезиса Pc(s) и ^(s). Во-
донасыщенность в этом случае изменяется немонотонно, и распределение ее по длине имеет форму «с горбом». Причина этому — гистерезисные явления из-за двойственной роли газа и воды, которые на разных стадиях процесса ведут себя как вытесняющая или вытесняемая фаза.
Подобные изменения роли фаз наблюдаются при вытеснении газа жидкостью со снижением давления [40], поэтому следовало ожидать, что эффект расширения газа в зоне пласта, где жидкость преиму
щественно находится в свя
занном состоянии, должен отразиться на механизме ее вытеснения.
Для полного понимания механизма процесса необходимо было экспериментально изучить его с воспроизведением наиболее характерных качественных особенностей натуры: 1) непрерывного падения давления, 2) гравитационного выравнивания контакта фаз и 3) граничных капиллярных эффектов.
Исследования проводились на двух линейных моделях пласта (пластмассовые трубы с размерами 165x5,2 см и 140x5,2 см), оснащенных электродами для измерения насыщенности электро- метрическим методом: Пористая среда представляла собой набивку из узких фракций кварцевого песка. Модель № 1 имела проницаемость 18 Д и пористость 0,37; модель № 2 — соответственно 11 Д и 0,38. В качестве вытесняющей фазы применяли воздух, вытесняемой — раствор CaSO4. Опыты проводились в воздушном термостате при температуре 25°С. 4
Опыты состояли в следующем (рис. 63). Модель пласта 7, насыщенную на 100% водой (раствор CaSCh), располагали строго вертикально или под некоторым углом к горизонту и сообщали ее верхний торец (вход) с замкнутой емкостью 2, заполненной воздухом при давлении, равном атмосферному. Отбор жидкости
Т + -^ггтгт—=а Ь b 6=1 л .(203)
‘ Др8(ММЧкУ ‘Др!(0v '
Обозначим:
2 ЬрЧ^м^Q^^t3Q1(*kH<
^^= арЧа) * ^^= др8 Ок) ’ ^^,== дрТо ‘ ^4^
РАЗРАБОТКА
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЕ
ГАЗО-
КОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
МОСКВА «НЕДРА» 1979
УДК 622.276.1 /.4 + 622.279.23/.4
Разработка и эксплуатация нефтегазокондеисаг- ных месторождений/ Ю. В. Желтов, В. Н. Мартос, А. X. Мирзаджанзаде, Г. С. Степанова. М. «Недра», 1979, 254 с.
В книге приведены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, обосновывающих научный подход к рациональной разработке нефтегазоконденсатных месторождений Проанализирован опыт практической разработки залежей такого типа. Для создания методик проектирования разработки, контроля и регулирования в таких пластовых системах применены детерминированные, стохастические и адаптационные модели. Даны основные технические решения обустройства скважин и промысловых систем сбора и подготовки добываемой продукции. Кратко изложены положения экономической оценки различных модификаций режимов разработки нефтегазоконденсатных залежей.
Книга предназначена для инженерно-технических и научных работников нефтяной и газовой промышленностей.
Табл. 48, ил. 102, список лит.— 164 ; :з.
Авторы: Желтов К). В., Мартос В. Н., Мирзаджанзаде А. X., Степанова Г. С.
„ 30802—199
Р 241—792504030300
© Издательство «Недра», 1979 г.© Издательство «Недра», 1979 г.043(01)—79
© Издательство «Недра», 1979 г.
© Издательство «Недра», 1979 г.