Визначення показників розробки газоконденсатного родовища

 

Газоконденсатні родовища можуть розроблятися на режимі виснаження природної пла­стової енергії або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачу-

вання в них сухого газу (природного вуглеводневого, побіжного нафтового і невуглеводнево-го), води та їх поєднання.

Прогнозування показників розробки газоконденсатного родовища на режимі виснаження пластової енергії. В основу розрахунку показників роз­робки газоконденсатного покладу на виснаження взято рівняння матеріального балансу для газоконденсатного покладу при газовому режимі

(7.31)

 

де

(7.32)

 

— об'єм пор пласта, зайнятий нестабільним (сирим) конденсатом, що випав з газу на момент часу t; , — маси видобутого пластового газу відповідно на моменти часу і t; , , — видобуті об'єми сухого газу відповідно на моменти часу і t, приведені до стандартних умов ; — сумарний об'єм видобутого пластового газу на момент часу t; — коефіцієнт насиченості пор пласта нестабільним конденсатом; , — відповідно густини пластового газу початкового і поточного складу, приведені до і ; — густина нестабільного конденсату, що випав в пласті на момент часу t, приведена до тиску P_na(t) і температури ; , — об'ємні коефіцієнти переводу сухого газу в пластовий при стандартних умовах і тисках ,

Рис.7.5. Зміна в процесі зниження пласто­вого тиску характеристик газоконденсат­ної суміші для Вуктильського родовища

Під час розрахунків, крім вихідних даних, які використовують при проектуванні роз­робки газового покладу, додатково необхідно мати залежності , , і , а також дані про вміст вуглеводневого конденсату в пластовому газі та газі, який видобувають з свердловин, при різних значеннях пластового тиску і умови сепарації вуглеводневої суміші. Дані залежності одержують в результаті про­ведення експериментальних досліджень кон­кретної газоконденсатної суміші з викори­станням бомби PVT на установках типу УГК-3 (УФР-2) або розрахунковим шляхом, виходячи з початкового складу пластового га­зу. На рис.7.5 показані деякі характерні за­лежності для Вуктильського газоконденсат­ного родовища, для якого початковий пласто­вий тиск дорівнює 37МПа, тиск початку кон­денсації - 33 МПа, тиск максимальної кон-

 

денсації - 15 МПа, початковий вміст конденсату в газі - 500 см^З/м³.

Показники розробки газоконденсатного покладу на виснаження слід знаходити, вихо­дячи з розв'язання диференційного рівняння, яке описує процес двофазної багатокомпонен­тної фільтрації газорідинної суміші з фазовими переходами при зміні тиску і температури. Наближено розрахунки основних показників розробки газоконденсатного покладу на вис­наження проводяться в такій послідовності, як і для газового. Розглянемо для прикладу ме­тодику прогнозування показників розробки газоконденсатного покладу при експлуатації свердловин з постійною депресією на пласт.

1. Періоди зростаючого і постійного видобутку газу.

1.1. Задаються рядом послідовних значень часу t.

1.2. Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір сухого газу і темп відбору сухого газу

Можливий варіант, коли при проведенні газодинамічних розрахунків за основу прий­мають видобуток конденсату.

1.3. Визначають масу видобутого пластового газу (сухого газу і конденсату) за формулою (7.32). При цьому в першому наближенні значення і приймають рівними їх значенням на попередній момент часу.

1.4. Знаходять середній пластовий тиск-в покладі на момент часу ґ — (з формули (7.31)).

При цьому в першому наближенні значення , , і приймають рівними їх значенням на попередній момент часу чи беруть з попередньої ітерації.

1.5. За уточнюють значення , , , і , з якими повторюють розрахунки за п. 1.3-1.4 і так доти, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності у визначенні середнього пластового тиску.

1.6. Знаходять поточний вибійний тиск (за формулою (7.17)).

1.7. Для кожного значення і шукають коефіцієнти динамічної в'язкості і надстисливості газу , , , , ,

1.8. Обчислюють поточний дебіт середньої свердловини (за формулою (7.18)). Знайдена таким способом величина q(t) характеризує поточний дебіт пластової газо­конденсатної суміші.

Слід зазначити, що для газоконденсатного покладу в зв'язку зі зменшенням проникності привибійної зони пласта, викликаного ретроградною концентрацією вуглеводневої суміші, коефіцієнти А* і В* у формулі припливу газу до свердловини є змінними. При відсутності залежностей А* — і В* = значення цих коефіцієнтів приймають

постійними, а можливе зменшення дебіту свердловин порівняно з розрахунковими величи­нами враховується побічно тим, що при визначенні кількості свердловин приймають підвищене значення коефіцієнта резерву

1.9. Знаходять потрібну кількість свердловин:

1.10. Визначають поточний тиск на головці свердловини Величину шука­ють за відповідними залежностями з врахуванням двофазності руху газу і вуглеводневого конденсату в підйомних трубах свердловин.

1.11. Знаходять сумарний видобуток конденсату

 

де

— питомий промисловий видобуток конденсату, який припадає на одиницю об'єму видобутого сухого газу; - вміст конденсату в пластовому газі при поточному пластовому тиску — пластові втрати конденсату у привибійній зоні пласта (зоні дренування свердловини); — — поточний вміст конденсату в пластовій газоконденсатній суміші, яку видобувають зі свердловин; — поточний вміст конденсату у відсепарованому газі; — поточні промислові втрати конденсату; — втрати конденсату, пов'язані з його механічним виносом з сепараторів в момент часу t

Вміст конденсату в газі сепарації визначають залежно від умов промислової обробки продукції свердловин.

Втрати конденсату в системі збору і транспорту визначають за промисловими даними або приймають рівними 3 % від кількості конденсату, що виділяється в сепараторах:

Механічний винос конденсату з сепараторів #_втр.„._в(О визначають за промисловими даними або знаходять з відповідних графічних і аналітичних залежностей. При вмісті кон­денсату в газі більше 100 см³/м³ знаходять з рис.7.6 залежно від швидкості руху газу в сепараторі W(t). При вмісті конденсату в газі до 100 см³/м³ величина механічного виносу конденсату з сепараторів

- [смЗ/м3 ] ,W(t) [м /c ]. Коефіцієнт виносу визначають з рис.7.7 за­лежно від висоти сепараційного об'єму Н. 2. Період спадання видобутку газу. Розрахунки основних показників розробки газоконденсатного по­кладу для періоду спадання видобутку газу проводять в аналогічній послідовності, як і для періодів зростан­ня і постійного видобутку газу, за винятком п. 1.2 і 1.9.   Рис.7.7. Залежність коефіцієнту ви­носу вуглеводневого конденсату з вертикального гравітаційного сепара­тора від висоти сепараційного об'єму

Рис.7.6. Залежність механічного виносу вуглеводневого конденса­ту з вертикального гравітацій­ного сепаратора від швидкості руху газу

 

 

Величина сумарного відбору сухого газу (п.1.2) не задається, а визначається за форму­лою

В першому наближенні дебіт пластової газоконденсатної суміші із середньої свердлови­ни приймають рівним його значенню на попередній момент часу . Після зна­ходження повторюють всі розрахунки, починаючи з визначення і так до­ти, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності у визначенні

В п.1.9 замість числа свердловин п (t) визначають темп відбору сухого газу в момент часу t

Особливості прогнозування показників розробки газоконденсатного по­кладу при підтриманні пластового тиску шляхом зворотного закачування су­хого газу в пласт. Показники розробки газоконденсатного покладу при повному чи част­ковому підтриманні пластового тиску шляхом зворотного закачування сухого газу в пласт слід визначати, виходячи з чисельного інтегрування диференційних рівнянь в частинних похідних, які описують процес двофазної багатокомпонентної фільтрації газорідинної суміші з фазовими переходами при зміні тиску і температури. Вихідну систему рівнянь одержують комбінацією рівнянь нерозривності для кожного компонента з узагальненим за­коном Дарсі для кожної з фаз. В зв'язку зі складністю розв'язання даних рівнянь і відсутністю достовірної геолого-промислової інформації на стадії проектування розробки га­зоконденсатного покладу при інженерних розрахунках застосовують наближені методики, наприклад методики, запропоновані М.Маскетом.

Розглянемо одну з можливих методик розрахунку показників розробки газоконденсат­ного покладу з підтриманням пластового тиску закачуванням сухого газу в пласт вище тис­ку початку конденсації вуглеводневої суміші. Відомі геологічна будова родовища, фізико-літологічні властивості продуктивних пластів, фізико-хімічні властивості газоконденсатної суміші, початкові запаси газу і конденсату і результати досліджень свердловин. Необхідно визначити зміну в часі положення межі розділення жирного (пластового) і сухого газів, тис­ку на межі розділення, тисків на вибоях і гирлах нагнітальних і видобувних свердловин, а також потрібну кількість нагнітальних і видобувних свердловин при заданих в часі значен­нях темпу і сумарних відбору та закачування сухого газу.

Для проведення розрахунків газоконденсатний поклад представляємо укрупненою свердловиною. Припустимо, що нагнітальні свердловини розміщені у центрі покладу у виг­ляді колової батареї радіусом , а на периферії знаходиться батарея видобувних свердло­вин радіусом (рис.7.8, а). З метою спрощення розрахункових залежностей приймаємо, що середньозважені за об'ємом пластові тиски в областях, зайнятих жирним (пластовим) і сухим газами, практично однакові, а рух описується лінійним законом.

Визначення основних показників розробки газоконденсатного покладу проводять в такій послідовності.

1. Задаються рядом послідовних значень часу t.

2. Для кожного значення t встановлюють сумарний об'єм сухого газу, що відбирається з покладу і закачується в пласт , і темпи відбору і закачування сухого газу.

3. Визначають поточний пластовий тиск в покладі

 

— без врахуван­ня відбору І закачування г~азу в зону пласта радіусом R _H;

— при зниженні тиску в зоні покладу радіусом. до за рахунок відбору частини жирного газу центральною свердловиною, а також при попередньому заміщенні в цій зоні жирного газу су­хим, де ; ; h — газонасичена товщина пластів; — коефіцієнт відкритої пористості, — об'ємні коефіцієнти переводу сухого газу в пластовий відповідно при тисках

4. Знаходять положення межі розділення жирного і сухого газів в момент часу t

 

без врахування відбору і закачування газу в зону пласта радіусом. ;

 

при зниженні тиску в зоні покладу радіусом до за рахунок відбору частини жирного газу центральною свердловиною;

 

при попередньому заміщенні в зоні пласта радіусом жирного газу сухим.

5. Визначають кількість видобувних свердловин, використовуючи формулу для дебіту колового ряду,

Q

 

де = , = — відповідно середні значення коефіцієнтів динамічної в'язкості і надстисливості жирного (пластового) газу; — кількість видобувних свердловин; - приведений радіус видобувної свердловини; — тиск на вибої видобувної свердловини в момент часу t;

 

темп відбору пластового газу (сумарнийдебіт видобувних свердловин) в момент часу t.

Число видобувних свердловин знаходять, виходячи з найбільш складних умов їх роботи в початковий момент закачування сухого газу в пласт. Для цього у наведене рівняння підставляють = ; ( — тиск початку конденсації вуглеводневої суміші);

Значення знаходять шляхом підбору.

6. Визначають кількість нагнітальних свердловин (за формулою, аналогічно формулі п.5)

 

або

 

де — тиск на гирлі нагнітальної свердловини в момент часу t; — відповідно середні значення коефіцієнтів динамічної в'язкості та надстисливості сухого га­зу; — приведений радіус нагнітальної свердловини.

Число нагнітальних свердловин визначають для найбільш складних умов їх роботи в кінці періоду витіснення сухого газу, приймаючи в записаній формулі = , = , а тиск на гирлі нагнітальних свердловин рівним максимально можливому тиску на викиді компресорів за вирахуванням втрат тиску від компресорної станції до нагнітальних свердловин.

7. Розраховують зміну в часі тиску на вибоях видобувних свердловин (з фор­мули п.5).

8. Знаходять зміну в часі тиску на вибоях нагнітальних свердловин (з форму­ли п.6).

9. Визначають зміну в часі тисків на гирлах видобувних і нагнітальних свердловин, ви­користовуючи залежності, аналогічні формулі Адамова.

10. Знаходять коефіцієнт охоплення витісненням по площі жирного газу сухим

де

При > 10 Е = +2).

 

11. Визначають час прориву сухого газу у видобувні свердловини.

Тривалість процесу розробки газоконденсатного покладу з підтриманням пластового ти­ску до моменту прориву сухого газу у видобувні свердловини можна наближено визначити, виходячи з охоплених витісненням запасів сухого газу і середнього темпу закачки сухого газу в пласт

 

Визначення показників розробки газоконденсатного покладу при підтриманні пластового тиску шляхом законтурного заводнення. Газо­конденсатний поклад апроксимуємо укрупненою свердловиною зі змінним в часі радіусом Радіус початкового контура газоносності позначимо Припустимо, що нагнітальні свердловини розміщені в законтурній частині пласта у вигляді колової батареї з радіусом (рис.7.8,б). В центрі покладу розміщена батерея видобувних свердловин радіусом Пла­стовий тиск підтримується вище тиску початку конденсації вуглеводневої суміші

Для розрахунку використовуємо рівняння матеріального балансу для газоконденсатного покладу при водонапірному режимі, яке при пластовому тиску '. буде аналогічним відповідному рівнянню для газового покладу (7.19). Рівняння (7.19) з врахуванням виразу для заводненого порового об'єму (7.21) перепишеться у вигляді

 

Розв'язуємо дане рівняння відносно сумарної кількості води, що надійшла в газоконден­сатний поклад на момент часу t

(7.33)

 

При підтриманні тиску в газоконденсатному покладі на рівні початкового пластового тиску

(7.34)

 

Процес фільтрації води в зонах від до і від до описуємо, використовуючи

формулу Дюпюї

(7.35)

 

або (7.36)

 

Розрахунок основних показників заводнення газоконденсатного покладу проводиться в такій послідовності.

1. Задаються рядом послідовних значень часу t.

 

 

Рис.7.8. Розрахункові схеми газоконденсатного покладу при підтриманні пластового тиску закачуванням сухого газу (а) і заводненням (б)

 

2. Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір сухого газу і темп відбору сухого газу

 

3. Для заданого значення підтримуваного пластового тиску визначають сумарну кількість води, що надійшла в газоконденсатний поклад (за формулою (7.33) або (7.34)).

При цьому у першому наближенні значення , , та інших невідомих величин тут і в подальших розрахунках до уточнення приймають рівними їх значенням на попередній момент часу або беруть з попередньої ітерації.

4. Знаходять поточну витрату води, яка надходить в газоконденсатний поклад

 

5. Визначають поточне положення межі розділення газ-вода за формулою (7.28).

6. Обчислюють тиск на початковому контурі газоносності в момент часу (з формули (7.35)).

 

7. Знаходять поточний середній тиск в обводненій зоні (за формулою (7.30)) і відповідний йому коефіцієнт надстисливості газу

 

8. За уточнюють значення коефіцієнтів залишкової газонасиченості і фазо­вої проникності для води в обводненій зоні пласта (з графічних залежностей, побу­дованих за результатами відповідних лабораторних експериментів, чи за аналітичними за­лежностями).

9. Повторюють всі розрахунки, починаючи з п.З і так до тих пір, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності шуканих величин.

10. Обчислюють тиск на лінії розміщення нагнітальних свердловин в момент часу (з формули (7.36)).

11. Знаходять сумарний розхід води, що закачується в нагнітальні свердловини в мо­мент часу t,

 

де

 

— сумарна кількість води, що перетекла в законтурну частину пласта відповідно на мо­менти часу і t; - сумарні витрати води, що перетікає в законтурну частину пласта відповідно в моменти часу і t;; — тиск на лінії розміщення нагнітальних свердловин відповідно в моменти часу і ґ;; — табульована функція безрозмірного часу (параметр Фур'є). Безрозмірний час визначається за формулою (7.25).

Таблиці функції складені для нескінченного за протяжністю, кінцевого замкнутого і відкритого водоносного пласта. Значення відповідно і для покладу, оточеного

водоносною зоною нескінченної протяжності, наведені нижче: 0,01 і 0,112; 0,1 і 0,404; 0,2 і 0,606; 0,4 і 0,898; 0,6 і 1,14; 0,8 і 1,359; 1 і 1,57; 2 і 2,442; 4 і 3,897; 6 і 5,148; 8 і 6,314; 10 і 7,417; 20 і 12,29; 40 і 20,88; 60 і 28,60; 80 і 35,99; 100 і 43,01; 200 і 75,86; 400 і 134,8; 600 і 189,7; 800 і 242,3; 1000 і 293,1.

12. Визначають кількість нагнітальних свердловин.

При розрахунках використовують формулу Дюпюї для сумарної витрати води, що за­качується в одну нагнітальну свердловину,

 

де = — кількість нагнітальних свердловин; — приведений радіус нагнітальних свердловин; — тиск на вибоях нагнітальних свердловин в момент часу t; — тиск на викиді насосів; — втрати тиску на тертя відповідно в нагнітальних водоводах від насосів до свердловин і у насосно-компре­сорних трубах; Н — середня глибина нагнітальних свердловин; — густина води; — коефіцієнт забруднення привибійної зони нагнітальних свердловин механічними домішками і солями, який представляє собою відношення початкової приймальної здат­ності нагнітальних свердловин до середнього значення за період між очищенням при­вибійної зони від бруду і всіх зважених частинок ( - 1, 2,... 1,4).