книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

\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

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

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.

= 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= 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

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

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

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