месторождение скважина газоконденсатный

Продуктивные артинско-каменноугольные отложения за пределами нефтегазоконденсатной залежи образуют единый регионально распространенный водоносный комплекс толщиной порядка 500 м.

В контуре месторождения он подстилает газоконденсатную и нефтяные залежи. Пьезометрический уровень пластовых вод устанавливался в скважинах до начала разработки ОНГКМ на глубине 52-152 м. Пластовое давление на отметке ГВК (-1750 м) до начала разработки ОНГКМ составляло 20,6 МПа. Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В связи с этим водоносность комплекса неравномерная. Коэффициент гидропроводности пород 1,62 * 10 м²/Па*с, коэффициент пьезопроводности 4,8.10 м²/сут.

Пластовые воды имеют плотность в стандартных условиях 1,160-1,180 г/см^з, в среднем 1,170 г/см^з, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см^з. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 мПа*с, объемный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na+r K):r Cl = 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше чем, магния. Отношение r[(Cl-(Na+K)]: rMg = 3-5, следовательно, гидрохимический тип вод, по классификации В.А.Сулина, хлоркальциевый.

Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от 1750 мг/л до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-артинские коллекторы.

Бром содержится в количестве 345-720 мг/л (в среднем 500 мг/л), йод - от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор - от 80 мг/л до 120 мг/л (в среднем 100 мг/л), литий - от 13 мг/л до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 мг/л до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л).

Железа в воде немного, 0,8-4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно 200-400 (в среднем 300). Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м³/м³ и в среднем равно 2,6 м³/м³. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов - сероводорода и двуокиси углерода (углекислого газа). Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от 4-7 до 25-39 %, углекислый газ - от 2 до 30-50 %. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно 2-3 %, азота 10 %.

Для Оренбургского НГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в разработку новых зон месторождения и увеличения добычи газа и продолжает нарастать вплоть до последних лет, когда месторождение уже давно вступило в период падающей добычи.

Основными факторами, способствующими обводнению скважин подошвенными водами, являются: сообщаемость газонасыщенных пород по вертикали между собой и с подстилающей водонапорной системой за счет трещиноватости; близость пробуренных забоев скважин к ГЖК (2 - 50 м); эксплуатация скважин с высокими рабочими депрессиями.

Многочисленные прямые и косвенные показатели свидетельствуют о преобладании на месторождении обводнения скважин и залежи путем вертикального, или близкого к нему внедрения подошвенной воды. Продвижение контурных вод по напластованию (латеральное) возможно на ограниченных участках вблизи контура газоносности.

Процесс обводнения продуктивных пластов в залежи ОНГКМ имеет широкое развитие. Наиболее обводненной является центральная часть ОНГКМ, в которой на всех УКПГ (1, 2, 3, 6, 7, 8, 12) имеются обширные площади обводнения во II укрупненном объекте. Как видно на карте, зоны обводнения, развитые на УКПГ-1, 12, 3 сливаются в одну единую зону, а обводненные площади, распространенные на УКПГ-2, 6, 7, 8, объединяются в другую общую большую зону обводнения. Продуктивные отложения I объекта обводнены на этих УКПГ незначительно: на отдельных небольших участках, развитых внутри поля обводнения II-го укрупненного объекта или же в приконтурных зонах.

Помимо фактически обводненных зон продуктивных пластов залежи на ОНГКМ по данным ГИС еще выделяются зоны наиболее вероятного в ближайшем будущем обводнения. Эти зоны во многих случаях расположены внутри явно обводненных зон или примыкают к ним. Степень водонасыщения (6-100 %) в них первичной толщины газонасыщенных коллекторов находится на уровне ее значений в обводненных зонах.

2. Определение параметров газоконденсатной смеси УКПГ-8

Расчеты основных параметров газоконденсатной смеси проводят по следующим формулам:

- молекулярная масса смеси:

, (2.1)

где х_i; М_i- мольный состав и молекулярная масса i-го компонента.

- определяем массовый состав i-го компонента по формуле

, (2.2)

- газовая постоянная смеси:

, (2.3)

- абсолютная плотность i-го компонента смеси:

, (2.4)

- абсолютная плотность смеси:

, (2.5)

- относительная плотность по смеси:

, (2.6)

- вязкость определяется по формуле, мПа*с:

, (2.7)

где м*_пр определяется по графику в зависимости от Р_пр,Т_пр; м_ат- коэффициент вязкости данного газа при атмосферном давлении Р_ат=0,1013 МПа и заданной температуре и определяется по формуле:

, (2.8)

где м_i- коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной температуре и атмосферном давлении.

, (2.9)

где M_i- молекулярная масса i-го компонента; Щ_мiат- интеграл столкновений; Т- температура газа, К; у- параметр потенциалов.

Значения констант у и Щ_мiат находят по таблице 14 [1]. Для нахождения Щ_мiат сначала вычисляют величину:

(2.10)

Величина Е/К_i дана в таблице 2 [1].

Значения Щ_мiат в зависимости от Т* даны в таблице 14[1].

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z для заданных значений давления P и температуры T рассчитывается по уравнению состояния Редлиха-Квонга. Уравнение состояния Редлиха-Квонга относительно Z имеет вид:

(2.11)

в котором:

; . (2.12)

При решении кубического уравнения определяется коэффициент сверх- сжимаемости смеси Z.

Текущий компонентный состав рассчитывается в зависимости от текущего пластового давления по формулам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 - Формулы расчета компонентного состава пластового газа

Для текущего пластового давления, равного 6,61 МПа, рассчитанный компонентный и свойства пластовой смеси приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет параметров текущей пластовой смеси

В результате расчетов параметров получены следующие их величины:

молярная масса - 18,89 г/моль;

абсолютная плотность - 0,786 кг/м³;

критическое давление - 4,61 МПа;

критическая температура - 202,57 К;

коэффициент динамической вязкости при Р_ат - µ_ат = 0,0114 мПа·с.

3. Расчет параметров «средней» скважины УКПГ-8

При определении показателей разработки месторождений природных газов используют понятие «средней» скважины, т.е. все расчеты ведутся для скважины, имеющей средние параметры. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю конструкцию, средние допустимые депрессии и дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, средние длину и диаметр шлейфа.

Расчет параметров «средней» скважины выполняется по следующим формулам:

(3.1)

где ДР²_ср = Р²_пл - Р²_з - разность квадратов пластового и забойного давлений «средней» скважины, МП²;

ДР²_i - разность квадратов пластового и забойного давлений i-той скважины, МПа;

n - количество скважин.

(3.2)

где Q_ср - дебит газа «средней» скважины, тыс.м³/сут;

Q_сi - дебит газа i-той скважины, тыс.м³/сут.

(3.3)

где А_ср - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» скважины, МПа² / (тыс.м³/сут);

А_i - коэффициент фильтрационного сопротивления i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут).

(3.4)

где В_ср - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)²;

В_i - коэффициент фильтрационного сопротивления i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)².

(3.5)

где d_ср - диаметр НКТ «средней» скважины, м;

d_i- диаметр НКТ i-ой скважины, м.

(3.6)

где L_ср - длина НКТ «средней» скважины, м;

L_i- длина НКТ i-ой скважины, м.

Параметры «средней» скважины рассчитывались по данным «Технологического режима УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года», приведенного в таблице 3, по формулам (3.1-3.6).

Таблица 3 - Параметры работы скважин УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года

В результате расчета получены следующие значения параметров «средней» скважины УКПГ-8:

- дебит - 26,433 тыс.м³/сут;

- диаметр НКТ - 81,47 мм;

- длина НКТ - 1728,23 м;

- коэффициент А - 0,845253208 МПа² / (тыс.м³/сут);

- коэффициент В - 0,000515556 МПа² / (тыс.м³/сут)².

4. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

4.1 Определение запасов газа

На месторождениях, введенных в разработку, используют и метод падения пластового давления. Теоретической основой подсчета запасов газа методом падения пластового давления является уравнение материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку.

Уравнение материального баланса используемого в качестве основы метода падения пластового давления для подсчета запасов газа имеет вид:

(4.1)

где Р_t, Р_н, Р_ат - давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;

Z_t, Z_н - коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;

Т_пл, Т_ст - пластовая и стандартная температура, К;

Щ_н - начальный поровый объем, м³;

б_н - начальный коэффициент газонасыщенности;

Q_добt - объем добытого газа на момент времени t, млрд.м³.

При газовом режиме газоносный объем залежи остается неизменным, т.е.

б_н·Щ_н = б_t·Щ_t = const (4.2)

Из уравнения (4.1) видно, что зависимость P/Z от Q_добt линейная, поэтому данные об изменении средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления и данные об изменении количества добытого количества газа при газовом режиме эксплуатации газа могут быть использованы для определения запасов газа.

Используя метод наименьших квадратов, можем получить формулу для определения запасов газа.

(4.3)

По исходным данным изменения пластового давления и объемов добытого газа на УКПГ-8 (таблица 4) выполнен расчет запасов газа методом падения пластового давления. Результаты расчета приведены в таблице 5 и на рисунке 4.1. Запасы газа зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, рассчитанные по формуле (4.3) составили 64,034 млрд.м³.

Как видно из рисунка 4.1 дренируемые запасы газа в процессе разработки зоны УКПГ-8 изменялись. Зависимость приведенного давления P/Z от накопленной добычи можно разделить на три участка (рисунок 4.2), по которым определены запасы:

- запасы по участку 1 - 59,22 млрд.м³;

- запасы по участку 2 - 60,74 млрд.м³;

- запасы по участку 3 - 55,00 млрд.м³.

Снижение запасов газа, определенное по последнему участку может быть связано с уменьшением объема дренирования за счет обводнения скважин.

Таблица 4 - Динамика основных показателей разработки УКПГ-8

Таблица 5 - Расчет запасов газа зоны УКПГ-8

Рисунок 4.2 - Запасы газа по участкам

5. Расчет устьевого давления «средней» скважины по годам

В таблице 4 приведены фактические значения основных показателей разработки УКПГ-8, в ней представлена динамика пластового и устьевого давления. К основным показателям разработки относится забойное давление, которое необходимо рассчитать по данным таблицы 4. Давление на забое или на устье работающей скважины определяется по формуле Адамова:

(4.4)

(4.5)

(4.6)

(4.7)

(4.8)

(4.9)

где Р_з, Р_у - давление на забое и устье скважины, МПа; Т_пл, Т_у - температура на забое и устье скважины, К; - относительная плотность газа; Н_с - глубина скважины, м; D_фт - диаметр фонтанных труб, м; l - абсолютная шероховатость фонтанных труб, м. Расчет забойного давления выполнен для конструкции «средней» скважины: глубина скважины - 1728,23 м, диаметр НКТ - 81,47 мм.

Результаты расчета забойного давления представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Результаты расчета забойных давлений «средней» скважины

6. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

В таблице 7 приведены проектные и фактические показатели разработки зоны УКПГ-8. Значения проектных показателей представлены не за весь период и не для всех показателей. Поэтому в качестве проектных приняты величины, рассчитанные по фактическим данным годовых отборов газа.

Расчеты выполнены для условий водонапорного режима.

Для определения основных показателей разработки решаются совместно следующие уравнения:

- уравнение материального баланса для водонапорного режима;

- уравнение технологического режима скважины (Р=const);

- уравнение притока газа к забою газовой скважины

(4.10)

- уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин

(4.11)

Р_t - среднее пластовое давление в залежи, МПа; Р_зt - забойное давление, МПа; А и В - средние коэффициенты сопротивления движению газа к забою скважины, МПа²· сут/тыс.м³ , (МПа· сут/тыс.м³)²; Q_t - добыча газа в t-ом году разработки, млрд. м³; Q_ct - дебит «средней» скважины в t-ом году разработки, тыс.м³/сут; К_р - коэффициент резерва скважин; К_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Расчетные и фактические показатели приведены в таблице 8 и на рисунках 4.3 - 4.4. Из приведенных данных видно, что изменение проектного и фактического давлений практически совпадает. Это говорит о том, что дренируемые запасы определены верно, а пластовое давление падает в соответствии с объемом отбираемого газа.

Более высокие дебиты в первые годы разработки связаны с отставанием бурения проектных скважин: при заданных годовых отборах газа при меньшем количестве скважин увеличивается их дебит. В настоящее время проектные и фактические показатели близки между собой.

Таблица 7 - Проектные и фактические показатели разработки УКПГ-8

Таблица 8 - Расчетные и фактические показатели разработки УКПГ-8

Рисунок 4.3 - Динамика пластового, забойного и устьевого давлений

Рисунок 4.4 - Динамика дебитов и количества скважин

7. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Прогнозные расчеты до 2020 года основных показателей разработки зоны, эксплуатируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнены по методике для периода падающей добычи газа при водонапорном режиме.

Алгоритм расчета состоит в следующем. Принимаем известными на конец 2010 года следующие показатели: коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, накопленную добычу, пластовое, забойное, устьевое давление, количество скважин, дебит газа, объем воды, внедрившейся в залежь, задаемся числом скважин по годам разработки до 2020 года изменяющимся по зависимости: каждые три года выводится из эксплуатации одна скважина.

Определяем годовой отбор газа в очередном году разработки Qt:

(4.12)

где Q_cpt - дебит «средней» скважины в период t; Q_cpt-1 - дебит «средней» скважины в период t-1; N_сt - количество скважин в период t; К_э - коэффициент эксплуатации; К_р - коэффициент резерва.

Рассчитываем накопленную добычу газа:

Q_накt = Q_накt-1 + Q_t (4.13)

По уравнению материального баланса для водонапорного определяем текущее пластовое давление.

(4.14)

где Pн, Р(t) - начальное и текущее пластовое давления,

Q_доб - накопленная добыча газа,

Q_зап= 64,034 млрд.м³ - запасы газа.

(4.15)

Принимаем величину объема вторгшейся в залежь воды равной объему в предыдущий период.

По заданной депрессии на пласт определяем забойное давление:

Р_з = Р_t - ДР (4.16)

Рассчитываем текущий дебит газа по уравнению притока:

(4.17)

Уточняем годовой отбор, затем накопленную добычу газа и объем воды, вторгшийся в залежь. Продвижение в залежь пластовой воды определяется изменением во времени средневзвешенного по объему порового пространства пластового давления. Водоносный пласт принимаем однородным по коллекторским свойствам и постоянным по толщине. Объем вторгшейся воды определяем по методу Ван - Эвердингена и Херста для круговой залежи по формуле:

(4.18)

где

 (4.19)

, , ,

,

где

- перепад между давлением в зоне дренирования при водонапорном режиме за прошлый год, и давлением за этот год, МПа;

Если то

то

то

В формуле (4.18) приняты следующие обозначения:

k_в - проницаемость для водоносного пласта, мкм²;

R_з - радиус газовой залежи, км;

ч - коэффициент пьезопроводности водоносного пласта, м²/с;

h - толщина водоносного пласта, м;

м_в - вязкость воды в пластовых условиях,мПа·с;

i - время разработки зоны дренирования, года;

i_j - текущее время, года.

Определение радиуса укрупненной водяной скважины R:

, (4.20) , (4.21)

 (4.22)

(4.23)

где F - площадь газоносности, м²;

бЩ - начальный газонасыщенный объем порового пространства, м³;

h - мощность пласта, м;

m - коэффициент пористости, доля ед.;

б - коэффициент газонасыщенности.

Давление на устье скважины определяется по формуле Адамова для устьевого давления:

(4.24)

Результаты прогнозных расчетов представлены в таблице 11 и на рисунке 4.5.

По результатам расчета к 2020 году будет отобрано 48,46 млрд.м³ газа, что составляет 76 % от дренируемых запасов, пластовое давление снизится до 5,25 МПа. Расчет выполнялся для условия поддержания устьевого давления не ниже 1,56 МПа к 2020 году. Объем внедрившейся в залежь воды составит 0,00702 млрд.м³ или 2,7 % от порового газонасыщенного объема. Следовательно, для этой зоны можно принимать режим залежи как газовый. Обводнение скважин происходит не из-за проявления газового режима, а за счет избирательного обводнения при поступлении воды по трещинам и «суперколлекторам».

Таблица 11 - Изменение основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Рисунок 4.5 - Динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-8 до 2020 года

Список литературы

1. Закиров С.Н. Теория и проектирование газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989 г.

2. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. 2002 г.

Размещено на Allbest.ru