gaz (654443), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Псевдокритическое давление, МПа...................................5,32

Вязкость газа при давлении 32,2 МПа, мПа-с................0,036

Содержание сжиженных газов, см³/м³............................ 219

Содержание конденсата (С₅₊), см³/м³............................. 434

Содержание серы, г/м³.......................................................... 225

Компонент	Содержание компонента
	% (молярная доля)	см3/м3 газа
Азот	1,12	—
Углекислый газ	3,42	—
Сероводород	16,70	-
Метан	58,56	—
Этан	7,56	-
Пропан	3,12	114,0
н-Бутан	1,66	71,4
Изобутан	0,78	33,5
н-Пентан	0,78	38,0
Изопентан	0,67	33,0
Гексан	1,21	67,1
Гептан + высшие	4,42	295
Всего	100,00	562

Компонентный состав пластовой смеси

Для изучения процессов вытеснения газа водой, жирного газа сухим, а также некоторых сопутствующих им явлений пользовались различными математическими моделями. Основные расчеты технологических показате­лей разработки были выполнены применительно к трехмерной трехфаз­ной модели. Математическая модель описывает нестационарное течение двух- или трехфазной системы с учетом вязкости, капиллярных и гравита­ционных сил. Все агенты считаются сжимаемыми, а их свойства (объем­ный фактор, вязкость) полагаются однозначными функциями давлений. Фазовые проницаемости задаются в виде функций. При решении данной задачи использовалась концепция «вертикального равновесия», позволяю­щая свести трехмерную фильтрацию к двухмерной. Согласно этой концеп­ции, потенциалы фаз Ф_жг, Ф_сг и Ф_в — постоянны по мощности пласта. Это означает, что давление по вертикали (мощности) изменяется по зако­нам гидростатики, т. е. пластовая система находится в состоянии капилляр­но-гравитационного равновесия. Строго говоря, данная концепция равно­значна допущению о бесконечно большой проницаемости — по вертикали. На практике же достаточным основанием для использования «вертикально­го равновесия» является высокая проницаемость по вертикали, существен­ное проявление гравитационных эффектов, низкие вязкости агентов и т. п. Все эти условия характерны для месторождения Кэйбоб, в связи с чем концепцию «вертикального равновесия» применили для расчетов продвиже­ния подошвенной воды в залежь, а также перемещения границы газ — газ при процессе рециркуляции газа. В результате решения соответствующей системы уравнений получается распределение насыщенностей (площадное) в каждой ячейке моделируемой области фильтрации. Допущение верти­кального равновесия позволяет установить распределение насыщенности и по мощности залежи (высоте ячейки). Таким образом, метод вертикально­го равновесия позволяет существенно облегчить (не в ущерб точности ре­зультатов) решение задачи.

На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэф­фициента охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки месторождения. В указанных расчетах были сделаны следую­щие допущения.

1. Для различных вариантов процесса обратной закачки сухого га­за начальная мощность промысла по газу устанавливалась на уровне 133 % от номинальной пропускной способности газоперерабатывающего завода без дополнительного бурения эксплуатационных скважин.

2. Для вариантов разработки на режиме истощения, а также истоще­ния с компенсацией пиковых нагрузок за счет резервных мощностей ГПЗ и закачкой избыточных объемов газа в пласт в периоды пониженного по­требления предусматривалась мощность промысла по газу, обеспечивающая удовлетворение пиковых потребностей с бурением при необходимос­ти дополнительных скважин.

3. Расход газа на топливо и собственные нужды промысла принимался на уровне 5 % от суммарного объема остаточного газа.

4. Среднее пластовое давление однозначно определяет состав продук­ции скважины. Испарение выпавшего конденсата не принимается в расчет при определении добычи конденсата.

5. Вторжение воды так же влияет на состояние пластовой газоконденсатной системы, как и закачка газа; поэтому под коэффициентом охвата понимается отношение объема порового пространства, занятого закачивае­мым газом и вторгшейся водой, к суммарному поровому объему, занятому углеводородами.

6. Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) соответствует газовый режим, т. е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий.

7. Закачка газа прекращается по достижении коэффициента охвата, равного 55 %, для всех вариантов.

8. В период доразработки на истощение соотношение отборов сухого и жирного газов поддерживается таким же, каким оно является в момент прекращения рециркуляции.

9. Давление при режиме истощения залежи, исходя из минимально допустимого давления на устье 2,1 МПа, составляет 4,1 МПа для всех вари­антов.

10. Суточный темп отбора газа в период доразработки определялся из условий контракта на продажу в объеме 1/8400 от извлекаемых запасов газа.

Результаты тщательного математического моделирования процесса разработки площади В месторождения Кэйбоб свидетельствуют о безуслов­ной перспективности способа разработки при частичной закачке газа даже в условиях, когда разработка на режиме истощения характеризуется срав­нительно высокой конденсатоотдачей,

При разработке газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, за­легающего на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотда­ча. Именно поэтому оправданы чрезвычайно высокие капиталовложения для поддержания давления на месторождении (стоимость одной скважины Нокс-Бромайд достигала 1 млн. долл.).

Месторождение расположено в штате Оклахома (США). Открытое в 1956 г., оно разрабатывалось на режиме истощения с 1960 до 1962 г. За этот период было добыто 538 млн. м³ газа и 480 тыс.м³ конденсата. Продук­тивные горизонты месторождения II и III представлены весьма плотными песчаниками с низкими коллекторскими свойствами (пористость 4,5 — 6,8 %, проницаемость 45,10^-15 м², водонасыщенность 11 %). Структура представля­ет собой вытянутую с северо-запада на юго-восток антиклиналь размерами 16x2 км. Запасы газа в двух горизонтах составляли 8,1 млрд.м³, запасы — конденсата (точнее, широкой фракции С₃+) — около 6 млн. м³. Содержа­ние фракции С₃₊ в газе горизонта II — 1030 см³/м³, в газе горизонта III — 510 см³/м³.

Начальное пластовое давление (расчетное) было равно 65,7 МПа, пластовая температура 114 °С. Давление начала конденсации р_нк пластового газа горизонта II равно 45,1 МПа, горизонта III P 38,9 МПа. Отметим, что, наряду со значительным превышением пластового давления над гидростатическим (в 1,3—1,4 раза), пластовой газоконденсатной системе было свойственно исключительно большое нефтенасыщение конденсатом: р_нк отличается от р_пл для горизонта II на 20,6 МПа, а для горизонта III на 26,8 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфиче­ские особенности строения песчаника свиты бромайд обусловливают рез­кое снижение его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте. При изучении шлифов кернов было обнаружено на­личие на зернах песчаника конденсатной пленки, резко снижающей про­ницаемость породы. Полученная исследователями кривая фазовой проница­емости по газу свидетельствовала о том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался исключительно низкий коэффициент газоотда­чи при разработке на режиме истощения (11 %). Иными словами, выпадаю­щий в призабойной зоне конденсат "запирает" газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения позволяла добыть всего около 900 млн. м³ газа и 850 тыс. м³ конденсата: тем самым рентабельная разра­ботка месторождения прекратилась бы уже в 1965 г. В то же время разра­ботка при поддержании давления обеспечивала извлечение 5 млрд. м³ газа и 5,25 млн. м³ конденсата. Давление в пласте (в призабойной зоне) следовало поддерживать более высоким, чем р_нк. По-видимому, в данном случае опти­мальным условием является р_заб > р_нк (выпадающий в призабойной зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным или вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными характеристиками среды).

Согласно проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имею­щихся эксплуатационных скважин три предполагалось перевести под на­гнетание. Объем закачки намечался на уровне 450 — 600 тыс. м³/сут, темп отбора - 400 — 500 тыс. м³/сут. Около 20 % закачиваемого газа приобрета­ется со стороны; этот газ компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет выделения конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости газа по мере выделения конденсата.

При довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-Бромайд предполагалось широко использовать мероприятия по ин­тенсификации притока и, в первую очередь, гидроразрыв пласта. Успеш­ное проведение в 1960 г. на скважинах Нокс-Бромайда гидроразрыва впер­вые в мире было осуществлено на глубине 4600 — 4800 м. Применение про­цесса рециркуляции на этом месторождении, несмотря на огромные труд­ности технического, технологического и экономического характера, лиш­ний раз подтверждает большие возможности этого способа разработки.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного место­рождения с применением обратной закачки газа можно привести место­рождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8 лет. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с целью получения конденсата в штате Техас.

Залежь приурочена к структуре овальной формы. Продуктивная пло­щадь составляет 1070 га. Этаж газоносности около 100 м.

В процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения было про­бурено около 40 скважин.

Глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры 1955 м. Средняя мощность песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %, проницаемость 0,52·10^-12м². Начальное пластовое давение 23,9 МПа, температура 95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.

Характеристики

Список файлов реферата