книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
..pdf1 |
/ |
/\/\/е - слишком мало |
|
. У\/е- правильное значение |
|||
|
|||
|
|
||
/ |
/ |
ж |
|
^ |
|||
у |
|
||
|
|
.— \/\/р - слишком много |
|
> |
|
|
|
е |
|
|
\Л/еЕ /(1 -Е /Е ,)
Рис. 1.12. Определение начальных запасов газа в залежи, работающей в условиях водонапорного режима. Штриховые линии получены из-за ошибочного выбора модели водоносной области (см. главу 9)
Вычитая уравнение (1.43) из (1.42), получаем
\УЕ |
(1.44) |
|
С = С + ----- 5— |
||
|
а1 - Е/Е.
Если по значениям Са, рассчитанным по уравнению (1.42), постро ить график зависимости Са - ДЛ^Е / (1-Е/Е.), то получится прямая линия (рис. 1.12) - при условии, что выбрана адекватная модель водоносной области. Тогда можно получить корректное значение С линейной экс траполяцией до оси ординат. Подбор адекватной модели («подгонка модели») законтурной водоносной области производится методом проб и ошибок до тех пор, пока не будет получена прямая линия.
Из рис. 1.11 можно сделать еще один интересный вывод: макси мальная конечная газоотдача, обозначенная кружками, зависит от поддержания давления на контуре питания, и чем больше приток воды, тем она меньше. Причина этого феномена уже упоминалась в разделе 1.2. Она заключается в том, что при несмешивающемся вы теснении вытесняемый флюид не может быть полностью удален из порового пространства. По мере продвижения воды по пласту за фронтом вытеснения остается защемленный газ. Остаточная насы щенность таким защемленным газом 5§г довольно высока, порядка 30
- 50 % объема порового пространства 7,17, и практически не зависит от давления, при котором происходило защемление. Учитывая вы шесказанное и применяя уравнение состояния (1.15) по отношению к газу, защемленному в одном кубическом метре порового простран ства за фронтом вытеснения, получаем
пКТ.
§г
Поскольку 5§г не зависит от давления, для истощения при постоян ной температуре получаем, что п пропорционально р / 2
п Р п а —>
2
откуда следует, что при высоком давлении будет защемлено большее количество газа, чем при низком.
Конечная газоотдача зависит от характеристик водоносной области и от давления, при котором заканчивается разработка. При значении (р/2)аЬ, обозначенном на рис. 1.11, наиболее благоприятным является наличие водоносной области, обеспечивающей поддержание давления в соответствии с линией В. Инженер может выбрать давление, при ко тором заканчивается разработка, но, к сожалению, не может выбрать водоносную область. Поэтому чрезвычайно важно точно измерять давление и отбор газа, чтобы можно было построить адекватную мо дель водоносной области для прогнозирования поведения залежи.
Одним из наиболее неопределенных аспектов разработки газовых месторождений является то, что контракты на поставки газа, в кото рых оговорены расход и давление продаваемого газа на входе в тру бопровод, обычно заключаются между оператором и покупателем на начальной стадии разработки месторождения, когда объем имею щихся данных по истории разработки минимален. При этом опера тор вынужден принимать важные решения в отношении того, как долго он сможет выполнять требования рынка, на основе довольно скудной информации. На данном этапе обычно проводят исследова ния чувствительности, задавая различные значения нижеследующих параметров в простых уравнениях материального баланса, приве денных в этой главе:
•начальные запасы газа в залежи;
•модель водоносной области, учитывающая ее возможную геоме трию;
•давление, при котором заканчивается разработка, для решения вопроса о необходимости компримирования газа на поверхности;
•количество добывающих скважин и их конструкция.
Последний пункт до сих пор не обсуждался, поскольку для этого требуется вывод уравнений притока флюидов к скважине, который будет сделан в главе 8. Результаты таких исследований могут дать на чальные сведения для выбора оптимальной стратегии разработки газового месторождения.
УПРАЖНЕНИЕ 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
Имеется следующая информация по недавно открытой газовой за
лежи: |
|
|
|
2957 |
м |
Газоводяной контакт |
= |
||||
Приведенная глубина залежи = |
2907 |
м* |
|||
Объем |
= |
503 х 106 м3 |
|||
<р |
= |
0,19 |
|
|
|
5 |
= |
0,20 |
|
|
|
\УС |
= |
0,85 |
|
|
|
у |
|
|
|
Хотя во время непродолжительных испытаний пласта отобрали пробу газа, пластовое давление измерено не было из-за неисправно сти прибора. Однако известно, что в этом месте гидростатическое давление изменяется по следующему закону:
=(9,98x0 + 214) х 10\
ичто температурный градиент равен 2,3 К/100 м, а температура воз духа на поверхности равна 300 К.
Требуется:
1)Подсчитать начальные запасы газа в залежи.
*Приведенная глубина соответствует горизонтальному сечению пласта, которое делит массу газа, содержающуюся в этом пласте, пополам.- Прим. ред.
2) Намечается заключение контракта на поставки газа, в котором по купатель оговорил следующие пункты:
a) в первые два года разработки месторождения отбор должен увеличиться от нуля до 2,83 млн ст. м3 / сут;
B) в течение 15 лет должен обеспечиваться постоянный расход газа при давлении в точке доставки, соответствующем минималь ному пластовому давлению 8,27 МПа. Может ли быть выполнено последнее требование? Допустим, что водоносная область неве лика, и можно применить уравнение материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима.
3) Когда выполнение требований рынка станет невозможным, расход газа будет уменьшаться экспоненциально, на 20 % каждый год, пока не снизится до 0,566 млн ст. м3 / сут. Этот газ можно либо использо вать в качестве топлива для нужд компании, либо компримировать и включить в объем поставок.
Каков будет конечный коэффициент извлечения газа, и какова бу дет продолжительность всего периода разработки залежи?
УПРАЖНЕНИЕ 1.2. РЕШЕНИЕ
1) Для того чтобы определить начальные запасы газа в залежи, нужно прежде всего рассчитать начальное давление газа на приве денной глубине залежи. Поскольку это уровень, выше и ниже кото рого находятся равные количества газа, давление для использования в уравнениях материального баланса всегда берется соответствую щим данной глубине. Чтобы рассчитать это давление, нужно сначала определить давление воды на уровне ГВК
Р„ = (9,98 х 2957+ 214) х 103 = 29,7 МПа = р8сте
исоответствующую температуру
Т= (2,3 х 2957 / 100) + 300 = 368 К.
Определить с достаточной точностью коэффициент Ъ на уровне ГВК можно из рис. 1.8 (относительная плотность газа 0,85, температура 366 К)
= 0,888
иЕсшс = 0,00285 р / 2Т = 0,00285 х 29,7 х 10б / (0,888 х 368) = 259.
Теперь можно рассчитать градиент гидростатического давления газа на уровне ГВК так, как описано в упражнении 1.1:
<1р
-----= р Е =1,22 х 0,85 х 9,8 х 259 = 2,63 кПа / м.
Давление газа на приведенной глубине залежи будет равно
Р = * < » « - 0 - 4 5 )
р= 29,7 - [2,63 х (29572907)] х 10'3 = 29,6 МПа,
аабсолютная температура на этой глубине
Т= (2,3 х 2907 / 100) + 300 = 366 К.
Эту оценку можно уточнить, рассчитав градиент гидростатиче ского давления газа на приведенной глубине пласта при р = 29,6 МПа и температуре 366 К и взяв среднее значение градиентов на этой глу бине и на уровне ГВК. Таким путем можно получить более надежное значение градиента гидростатического давления газа для подстанов ки в уравнение (1.45). Однако градиенты гидростатического давле ния газа обычно такие небольшие, что в подобном уточнении редко бывает необходимость. Читатель может проверить справедливость этого утверждения и убедиться, что в данном случае уточненное зна чение давления на приведенной глубине будет отличаться от перво начального менее чем на 3,5 кПа.
При давлении и температуре на приведенной глубине 29,6 МПа и 366 К начальные запасы газа в залежи равны (уравнение 1.26)
С= Уср (1 - 5„с) Е. = 503 х 106 х 0,19 х 0,8 х 0,00285 х 29,58 х 106 / (0,887
х366) = 19,8 х 109 ст. м3.
Рис. 1.13. Стадии разработки газового месторождения (упражнение. 1.2)
2) Весь период разработки можно разделить на три стадии - освое ние месторождения, устойчивый уровень добычи и снижение добы чи (см. рис. 1.13).
Прежде всего нужно определить С , то есть накопленную добычу на момент снижения пластового давления до 8,27 МПа, когда поддер живать устойчивый уровень добычи становится невозможно.
Принимая р = 8,27 МПа и 2 = 0,832 (рис. 1.8), по уравнению мате риального баланса для залежи (1.35), работающей в условиях газово го режима, получим
СР2=С ( |
| = 19,8 х 109 [1 - (8,27 / 0,832) / (29,58 / 0,887)] |
СР2= 13,9 х 109 м3
Поскольку накопленная добыча за 2 года освоения равна
С = (3 х 2 х 365 = 1,41 х 106 х 2 х 365 = 1,03 х 109 м,
накопленная добыча в период устойчивого уровня добычи 2,83 млн ст. м3 / сут составит
СР2- С Рх = (13,9 - 1,03) х 109 = 12,8 х 109 ст. м3,
и период, в течение которого можно поддерживать этот уровень
I, =—^ ---- ^-= 12,8 х 109 / 2,83 х 106 х 365 = 12,4 года. ^•О
Таким образом, период, в течение которого можно поддерживать устой чивый уровень добычи, примерно на 2,5 года меньше требуемого.
3) В период экспоненциального снижения добычи можно в любой момент определить отбор по формуле
<3 = С>оеы>
где (30 - отбор в момент I = 0, то есть 2,83 млн ст. м3 / сут, а Ь - экс поненциальный показатель ежегодного уменьшения отбора, равный 0,2. Таким образом, отбор уменьшится до 0,566 млн м3/ сут за период времени
1 О 1 = т - Ь ^ - = 1 / 0,2 х 1п 2,83 / 0,566 = 8,05 лет.
ЬС}
Если §р - накопленная добыча газа на момент 1, отсчитываемый с на чала периода снижения добычи, то
*1
§р =| |
= | Оое-ы<К, |
ОО
то есть |
&р |
0^,1 |
-Ы) |
|
ь |
" |
|
и, когда 1: = 8,05 лет: |
|
|
|
е |
= 2,83 х 106 х 365 / 0,2 (1 - е-02*805) = 5165 х 106 (1 - е '0’2*8'05) = |
||
(8 05) |
= 5165 х 106 (1-0,2) = 4,13 х 109 ст. м3. |
Таким образом, накопленная добыча газа на момент прекращения разработки составит
С = С + е = (13,9 + 4,13) х 109 = 18 х 109 ст. м3,
Р3 Р2 Р(8,05)
а конечный коэффициент извлечения газа (КР) равен
КР = С / С = 18 х 109 / 19,8 х 109 = 0,91, рз
или 91 % от начальных запасов газа, которые будут отобраны за сум марный период
+ 12 + *3 = 2 + 12,4 + 8,05 = 22,5 лет.
Это простое упражнение охватывает широкий спектр задач раз работки месторождений, а именно оценку запасов углеводородов в пласте, расчет коэффициента извлечения и расчет продолжительно сти периода разработки. Последний показатель определяется путем введения уровня отбора, требуемого по условиям контракта, то есть
Продолжительность |
накопленная добыча |
разработки |
отбор |
Далее в этой книге, в главах 4,6 и 8, описывается метод расчета деби тов отдельных скважин, используя которые можно выразить отбор из залежи более привычным путем: продолжительность разработки опре деляется как частное от деления накопленной добычи газа на среднего довую добычу на одну скважину, умноженное на количество скважин.
1.8. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
Этот вопрос подробно рассмотрен в специальной литературе8,13,18. В данной книге он изложен в довольно общем виде, просто для того, что бы дать качественное понимание особенностей поведения различных углеводородных систем в пластовых условиях.
Для начала проведем простой мысленный эксперимент. В цилиндре, заполненном одним из легких компонентов парафинового ряда, этаном (С2Н6), непрерывно увеличивают давление при постоянной температу ре. При достижении определенного давления (равного упругости на сыщенного пара) этан, обычно находящийся в газообразном состоянии при низких давлениях, конденсируется и переходит в жидкое состоя ние. Можно повторить этот эксперимент несколько раз при различных тем-пературах и построить по результатам диаграмму фазовых со стояний в координатах давление - температура (рис. 1.14 (а)).
Рис. 1.14. Диаграммы фазовых состояний этана (а), гептана (Ь) и смеси
обоих компонентов в соотношении 5 0 5 0 (с)
Линия, определяющая давления, при которых происходит переход газа в жидкость при различных температурах, называется кривой давления насыщенного пара. Она заканчивается в критической точ ке (СР), где различия между жидкостью и газом исчезают, поскольку свойства обеих фаз становятся идентичными. В области выше кри вой давления насыщенного пара может существовать только жид кость, а ниже этой кривой - только газ.
Если повторить тот же опыт с более тяжелым компонентом парафи нового ряда, например с гептаном (С7Н16), то будут получены результа ты, показанные на рис. 1.14 (Ь). Между графиками на рис. (а) и (Ь) есть хорошо заметное различие, заключающееся в том, что более тяжелый углеводород С7Н16 переходит в жидкое состояние при более низких дав лениях и при более высоких температурах.
Диаграммы фазовых состояний двухкомпонентных систем выглядят так, как показанная на рис. 1.14 (с) диаграмма состояний смеси этана и гептана в соотношении 50:50. Здесь есть области существования только жидкости или только газа и есть область совместного существования жидкости и газа, так называемая двухфазная область. Форма кривой, ограничивающей двухфазную область, зависит от состава смеси. Поло жение двухфазной области будет ближе к вертикальному, если домини рующим компонентом является С2Н6, и ближе к горизонтальному, если таковым является С7Н16. Природные смеси углеводородов имеют более сложный состав, чем система, характеризующаяся рис. 1.14. Они содер жат очень много компонентов парафинового ряда и обычно некоторые неуглеводородные примеси. Тем не менее аналогичным образом можно
Р
Т |
Т |
(а) |
(Ь) |
Рис* 1*15* Диаграммы фазовых состояний многокомпонентных углеводо
родных смесей - природного газа (а) и нефти (Ь)
построить диаграммы фазовых состояний и для этих многокомпонент ных смесей. Такая диаграмма для природного газа типичного состава показана на рис. 1.15 (а).
Слева двухфазную область ограничивает линия точек кипения, раз деляющая область существования жидкости и двухфазную область, а справа - линия точек росы, разделяющая двухфазную область и об ласть существования газа. Если двигаться из области существования жидкости в двухфазную область, то при пересечении линии точек кипения появятся первые пузырьки газа. Если двигаться из области существования газа в двухфазную область, то при пересечении линии точек росы появятся первые капли жидкости (конденсата). Внутри двухфазной области показаны линии постоянного содержания жид кости в системе газ - жидкость.
Для газового месторождения, рассмотренного в разделах 1.5 - 1.8, пластовая температура должна превышать максимальную температу ру, при которой возможно совместное существование двух фаз данной смеси углеводородов (соответствующую точке СТ, так называемой крикондентерме). Если начальные пластовые давление и температура соответствуют точке А на рис. 1.15 (а), то при истощении залежи при постоянной температуре, как это обычно принимается, давление бу