WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

По результатам анализа этих методик, предложено их совместное использование для определения необходимых фильтрационно-емкостных параметров, характеризующих свойства трещинно-порового коллектора.

Третий раздел посвящен исследованию поведения газоконденсатной системы ачимовской толщи.

По групповому составу УВ конденсаты пласта Ач относятся, в 3-основном, к метано-нафтено-ароматическому типу. Содержание метановых углеводородов до 57,34%, нафтеновых до 42,36%, ароматических до 2,97%. По пласту Ач содержание метановых углеводородов до 34,65%, нафтеновых до 60,44%, ароматических до 14,01%. Следовательно, конденсат пласта Ач относится к нафтено-метано-ароматическому типу.

По фракционному составу конденсаты залежей Ач и Ач относятся к 3-4 тяжёлым. Температура начала кипения конденсата залежи Ач составляет 3-41-85°С, залежи Ач 38-89°С, 80% конденсата выкипает при температуре 314366°С – пласт Ач, 269-366°С – пласт Ач. По составу пластовый газ является 3-4 метановым, его состав представлен в таблице 1.

Таблица 1 – Состав пластового газа Содержание, % Компонент пласт Ач пласт Ач 3-4 Метан 77,5-83,2 79,95-83,Этан 6,9-10,34 3,97-8,Пропан 2,39-6,39 2,15-3,i - бутан 0,415-0,92 0,467-0,n - бутан 0,34-1,096 0,31-1,С 3,6-18,8 3,93-7,5+ Азот 0,08-0,27 0,06-0,CO 0,39-2,23 0,33-1,Таким образом, по своим свойствам конденсаты пластов Ач и Ач 3-4 близки между собой, но по групповому УВ составу отмечается более высокое содержание нафтеновых углеводородов в конденсатах пласта Ач, которые относятся к нафтено-метано-ароматическому типу.

Конденсат характеризуется высокой плотностью и молекулярной массой, разнообразным фракционным составом. Значения плотности конденсата изменяются от 700 кг/м3 до 800 кг/м3 при модальном значении 784 кг/м(пласт Ач ) и от 754 кг/м3 до 814 кг/м3 при модальном значении 790 кг/м3-(пласт Ач ), причем с глубиной плотность конденсата увеличивается.

Для выбора уравнения состояния, на основе которого будет проводиться расчет параметров газоконденсатной смеси проведены аналитические исследования, в результате выявлено, что наиболее точными уравнениями состояния для расчета плотности, теплоемкости, энтальпии и энтропии углеводородных смесей, как в газообразном, так и жидком состоянии в условиях давлений превышающих 15 МПа являются уравнения ПенгаРобинсона и Соаве - Редлиха - Квонга. Причем по уравнению Пенга-Робинсона расчет производится с несколько большей точностью. На основе уравнения Пенга-Робинсона предложена методика расчета парожидкостного равновесия для заданного значения давления и температуры.

На основе уравнения состояния проведен расчет фазовых равновесий газоконденсатной смеси скважины 727, вскрывшей пласт Ач, для различных 3-вариантов насыщения смеси конденсатом. Исходный состав пластового газа соответствует содержанию конденсата 7% (потенциальное содержание С в 5+ пластовом газе 315,67 г/м3).

После построения фазовых диаграмм и определения давления фазового перехода (т.е. давления, свыше которого углеводородная смесь находится в однофазном состоянии) получается, что с увеличением содержания конденсата в пластовом газе давление фазового перехода растет до содержания тяжелых фракций (C ) примерно 6%, при содержании 6-7% давление практически не 5+ меняется, с дальнейшим увеличением содержания конденсата давление фазового перехода снижается (рисунок 2). Это связано с тем, что до содержания (C ) 6% газоконденсатная смесь при давлении выше давления фазового 5+ перехода находится в газообразном состоянии. 6-7% переходная околокритическая область, в которой смесь может находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии, система в этой области ведет себя очень неустойчиво. При небольшом понижении давления происходит интенсивное 1 2 3 4 5 6 7 Содержание фракций С, %9 10 11 12 13 14 5+ Содержание фракций С4+, % Рисунок 2 – Зависимость давления фазового перехода от содержания конденсата. Уренгойское месторождение, скв. 727, инт.

перф. 3668-3675 м, пласт Ач 3-0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Пластовое давление, МПа Рисунок 3 – Зависимость потерь конденсата от величины пластового давления Давление фазового перехода (Tпл=380 К), МПа Потери конденсата, см/м выпадение жидкости, при повышении давления – мгновенное испарение.

Исследуемая система находится именно в этой области. И свыше 7%, при давлении выше давления фазового перехода, смесь находится в жидком состоянии. На рисунке 3 приведен график потери конденсата в пласте в зависимости величины пластового давления.

Следует отметить, что рассмотренное поведение газоконденсатных систем, по-видимому, является типичным для газоконденсатных систем, сформировавшихся в условиях высоких давлений и температур. Полученные результаты подтверждаются практическими исследованиями как для Уренгойского месторождения, так и для ряда других месторождений схожих попластовым условиям с ачимовской толщей Уренгойского ГКМ.

Аналогичные зависимости были получены для газоконденсатных систем месторождения Кокдумелок (Узбекистан), пласта БП Присклонового месторождения и для газоконденсатных систем Днепрово-Донецкой впадины.

Таким образом, содержание конденсата в пластовом газе 350 – 400 г/мявляется критическим содержанием C, практически для всех 5+ газоконденсатных систем, характеризующим качественное изменение свойств газоконденсатных систем. Газоконденсатные системы с содержанием конденсата меньше критического, относятся к нормальным газоконденсатным системам, характеризующимся ростом давления системы конденсации с ростом содержания конденсата и достаточно пологой изотермой конденсации.

Газоконденсатные системы с содержанием конденсата больше критического относятся к газоконденсатным системам переходного или околокритического состояния, характеризующимся снижением давления фазового перехода с ростом содержания С и “лавинообразной” конденсацией 5+ (выпадением большого количества конденсата) при снижении давления ниже давления конденсации на 0,01 – 0,05 МПа. Диагностика фазового состояния этих газоконденсатных систем часто затруднена из-за сложности отбора представительной пробы.

На основе выше сказанного, можно сделать вывод, что пластовая система ачимовской толщи Уренгойского ГКМ находится в околокритическом состоянии. Следовательно, при разработке данных коллекторов необходимо строго соблюдать технологический режим по недопущению снижения забойного давления ниже давления конденсации, так как это приведет к обильному выпадению конденсата в призабойной зоне и пласте, резко снизит добывные возможности скважины и коэффициент извлечения конденсата.

В четвертом разделе предложена методика определения оптимального дебита для газовых скважин. Во втором разделе рассмотрены модели, описывающие фильтрацию флюидов в трещинно-поровом пласте. Во всех перечисленных моделях фильтрацией из низкопроницаемой системы непосредственно в скважину пренебрегают и рассматривают фильтрацию от низкопроницаемой системы через высокопроницаемую к скважине. При этом возможны два варианта поведения пластовой системы:

- отбор флюида из высокопроницаемой системы полностью компенсируется поступлением флюида из низкопроницаемой системы (компенсированный отбор);

- отбор флюида из высокопроницаемой системы не компенсируется поступлением флюида из низкопроницаемой системы (некомпенсированный отбор).

В случае некомпенсированного отбора могут развиваться процессы, отрицательно влияющие на эффективность разработки залежи. В залежи может наблюдаться резкое снижение текущего пластового давления сначала в высокопроницаемой системе, а затем и в низкопроницаемой, приводящее к развитию замкнуто-упругого режима вокруг отдельных скважин, переходящего в нефтяных залежах в режим растворенного газа. Одновременно могут развиваться процессы смыкания трещин. При дальнейшем снижении давления в области дренирования скважины наблюдается рост газового фактора (до нескольких десятков тысяч м3/м3) и скважина может работать, как малодебитная газоконденсатная.

Аналогичные процессы будут иметь место и в газоконденсатных залежах, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам, но степень их изученности более низкая, чем для нефтяных залежей. В случае некомпенсированного отбора в газоконденсатном пласте и значительном снижении текущего пластового давления ниже давления начала конденсации, выделение конденсата в порах низкопроницаемой системы может частично или полностью блокировать отдельные ее участки, что будет приводить к снижению дебита скважин и конденсатногазового фактора, а в целом к снижению конденсатоотдачи. Таким образом одним из важнейших условий оптимального режима работы скважин в сложнопостроенных коллекторах как в нефте-, так и газонасыщенных, наряду с условиями предупреждающими вынос породы из пласта, процессы конусообразования, является условие компенсированного отбора пластового флюида, согласно которому отбор флюида из высокопроницемой системы должен быть равным перетоку флюида из низкопроницаемой системы в высокопроницаемую. С учетом необходимости обеспечения наибольшего уровня добычи газоконденсата, оптимальным будет режим, при котором обеспечивается максимальный дебит скважины при соблюдении условия компенсированного отбора.

Для определения оптимальных величин дебита и депрессии скважины рассмотрен замкнутый пласт-коллектор, состоящий из высокопроницаемого пропластка (ВП), по которому происходит приток газа в скважину, и низкопроницаемого пропластка (НП), подпитывающего ВП.

Процесс фильтрации в такой двухъемкостной системе с различными проницаемостями можно представить в виде двух этапов. На первом происходит отбор флюида из высокопроницаемого пропластка, до тех пор, пока возмущение не достигнет границы пласта, расстояние до которой (Rк) можно определить по приближенным формулам, например, Rк = 12 t, где - пьезопроводность ВП. На втором этапе начинается переток газа из низкопроницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Скорость перетока V зависит от фильтрационных параметров НП, его толщины, давления в высокопроницаемом пропластке. Пренебрегая притоком газа из НП в скважину и, рассматривая лишь фильтрацию в ВП, получим одномерную задачу нестационарной фильтрации с граничными условиями, учитывающими переток и равенство давлений в пропластках на границе соприкосновения.

Решая поставленную задачу методом интегральных преобразований, в конечном итоге получено:

Массовый дебит определяется по формуле Qm = P, (1) 2 P2 = Pпл - Pзаб где – величина создаваемой депрессии, МПа2;

P – пластовое давление, МПа;

пл P – забойное давление, МПа;

заб – коэффициент, определяющий угол наклона прямой линии соответствующей в точке пересечения с индикаторной кг диаграммой оптимальному дебиту, Па2 с Qm Переходя от к дебиту в атмосферных условиях, получим Qат = P, (2) ат Значение коэффициента определяется следующим образом R2 6 2 = + 0,56 A 2 A R2 R (3) ln + A1 - 0,67 A rc R Pат Z 2 A = A1 = Здесь ; ;

ат 2 1 = = = ; ; ;

2 3 h2 h12 h и – гидропроводность НП и ВП, м2м/(Пас);

1 – пьезопроводность ВП, м2/(Пас) Zпл Tпл Z = Zат Tат – приведенный коэффициент сверхсжимаемости газа.

Или:

k2 R2 Zат Tат (3 k1 h1 h2 + 0,28 k2 R2 ) ат = R, (4) µ h2 Pат Z T (ln [6 k1 h1 h2 + k2 R2 ] - 0,67 k2 R2 ) rc где k и k – соответственно, проницаемость ВП и НП, м2;

1 h и h – соответственно, толщина ВП и НП, м;

1 R – радиус контура питания, м;

r – радиус скважины, м;

c µ – вязкость газоконденсатной смеси, Пас;

– плотность газоконденсатной смеси, кг/м3;

Z и Z – коэффициент сверхсжимаемости в пластовых и атмосферных ат условиях;

T и Т – температура в пластовых и атмосферных условиях, К;

ат P – давление в атмосферных условиях, Па.

ат С применением данной методики проведена обработка результатов исследования скважины 719 Уренгойского месторождения. Скважина характеризуется следующими параметрами: T = 380 К, P = 58,74 МПа, пл пл µ = 0,вязкость газа мПа·с, радиус контура питания R = 250 м, радиус к г скважины r = 0,1 м, Z = 1, Z = 1,255, гидропроводность ВП определена по c ат пл результатам гидродинамических исследований = 0,771 Д·м/сП, интервал перфорации 3774-3780 м. Плотность газа в атмосферных условиях для ачимовской толщи Уренгойского месторождения изменяется в пределах 0,8-1,кг/м3. Так как плотность входит в формулы (4) и (2) и при переводе дебита к атмосферным условиям сокращается – для удобства расчетов примем = 1кг / м. Результаты исследования на установившемся режиме ат представлены в таблице 2.

Величину h, примем равной 10% от общей толщины перфорированной части пласта, тогда:

µ 0,771 0,k1 = = = 0,04498 Д = 4,510- 14 мh1 0,Величину определим по методике предложенной для нефтяного пласта Стасюком М.Е. и Коротенко В.А.:

6 6 h2 6 0,771 5,42 Д м 2 1 = = = = 0,h2 R2 R2 2502 сП Таблица 2 – Результаты исследования на установившихся режимах скв. 719 Уренгойское месторождение Q, тыс. м3/сут P, МПа P2, МПаг заб 559.13 38.94 1934.539.78 39.21 1912.526.00 40.70 1794.484.47 44.64 1457.398.84 49.46 1003.265.00 52.69 673.153.60 56.86 217.253.47 53.11 630.401.63 49.39 1010.505.99 42.65 1631.Следовательно:

0,002158 0,k2 = = 1,399 10- 5 Д = 1,4 10- 17 м5,По формуле (4) определяем параметр :

кг = 3,61 10- Па2 с На рисунке 4 приведена индикаторная диаграмма и построенная до пересечения с индикаторной диаграммой прямая (2). Значения и Q в точке Pпересечения и будут соответственно оптимальной депрессией и оптимальным дебитом (рисунок 4). Из построения определяем P2 = 1610 МПа2.

Pзаб = 42,9 МПа следовательно оптимальное забойное давление ; оптимальный тыс.мQ = дебит.

сут 2500.2000.1500.1000.500.0.0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.Q, тыс. м3/сут Рисунок 4 – Индикаторная диаграмма скв. 719 (интервал перфорации 3774 – 3780м) Уренгойского месторождения.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»