Лапшин В.И. Термогазодинамические особенности формирования и извлечения пластовых флюидов на Астраханском месторождении

Подождите немного. Документ загружается.

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Участок опытно-промышленной эксплуатации скважин распо-

ложен в центральной части месторождения, поэтому потенциаль-

ное содержание С

, как и следовало ожидать, изменяется в преде-

лах 240–280 г/м

[31–33], что соответствует данным исследований

разведочных скважин. Отмечается разница коэффициентов усад-

ки, полученных при исследовании скважин через контрольный се-

паратор (средний коэффициент усадки 0.620) и при исследовании с

помощью передвижных установок Porta-Test (средний коэффици-

ент усадки 0.720). Одной из причин этого различия является более

высокое давление разделения на контрольном сепараторе, в сред-

нем составляющее 7.3 МПа. Следует подчеркнуть, что при иссле-

довании ряда эксплуатационных скважин получен конденсат повы-

шенной плотности: из скв. 58 – 0.838 г/см

, из скв. 68 – 0.825 г/см

Сопоставление усредненных составов пластовых смесей, по-

лученных в процессе разведочного бурения и начала ОПЭ (иссле-

дования НВНИИГГа, ВНИИГАЗа, ВолгоУралНИПИгаза) [34] для

центральной части Астраханского ГКМ (табл. 2.1), указывает на

практическую идентичность составов пластовых газов и потенци-

ального содержания С

, полученных на разных этапах исследова-

ния месторождения.

Таблица 2.1

Усредненные составы пластовой смеси для центральной части Астраханского ГКМ,

% мол.

Компоненты НВНИИГГ ВНИИГАЗ ВолгоУралНИПИгаз

S 25.37 28.20 30.70

СО

13.96 12.04 12.64

СН

52.83 50.90 48.33

2.12 2.61 2.76

0.82 0.99 1.10

0.54 0.83 0.59

3.96 3.91 3.79

2 + р

0.40 0.37 –

Потенциальное со-

держание С

на газ

сепарации, г/м

260.0 266.0 266.0

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

С 1988 г. в разработку поочередно вводились эксплуатацион-

ные скважины на участках УППГ-1, 2. С 1996 г. начинается экс-

плуатация скважин УППГ-4, 6, 9. По состоянию на 01.01.2009 г.

эксплуатационный фонд составляют 143 скважины, которые дре-

нируют центральную часть Астраханского ГКМ с запасами поряд-

ка 20 % от геологических.

Динамика основных показателей разработки (рис. 2.9) свиде-

тельствует о снижении средних значений пластовых давлений скв

а-

жин в течение 1987–2008 гг. более чем на 10 МПа и приближении

забойных давлений к давлению начала конденсации пластовой сме-

си. Важнейшим показателем разработки газоконденсатного место-

рождения является изменение компонентного состава в процессе

добычи пластового газа (рис. 2.10). Усредненные составы пласто-

вых смесей, в том числе и содержание жидкой фазы С

(г/м

газа

сепарации), полученные по результатам газоконденсатных иссле-

дований, проведенных в 2008 г., представлены в табл. 2.2.

Результаты (см. рис. 2.9, табл. 2.2) свидетельствуют о незна-

чительных изменениях состава добываемой продукции в процессе

разработки Астраханского ГКМ. Это связано с тем, что давление

в призабойных зонах скважин поддерживается на уровне и выше

давления начала конденсации.

Рис. 2.9. Динамика изменения показателей разработки Астраханского ГКМ

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Таблица 2.2

Усредненные составы пластовых смесей по Астраханскому ГКМ за 2008 г.

№ УППГ Компоненты, % мол. Потен-

циаль ное

содержа-

ние угле-

водородов

г/м

СH

SCO

УППГ-1 48.07 2.37 0.98 0.19 0.49 3.63 28.84 14.73 256.57

УППГ-2 50.34 2.32 0.98 0.20 0.49 3.59 27.53 13.90 250.53

УППГ-3A 51.94 2.18 0.99 0.21 0.54 3.92 26.39 13.10 268.42

УППГ-4 51.34 2.37 1.00 0.20 0.54 3.89 26.24 13.66 270.91

УППГ-6 54.09 1.97 1.00 0.22 0.56 4.15 24.41 12.74 289.72

УППГ-9 52.31 2.11 1.01 0.22 0.56 4.00 25.66 13.34 278.07

Среднее 51.01 2.25 1.00 0.21 0.54 3.82 26.72 13.68 268.12

Рис. 2.10. Динамика изменения состава пластовой смеси Астраханского ГКМ

Процессы, происходящие в призабойных зонах скважин с низ-

кими забойными давлениями на УППГ-1 и УППГ-2, существен-

но не изменяют термодинамические характеристики добываемой

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

пластовой смеси. В связи с малой активностью пластовых вод при

разработке реализуется газовый режим залежи [35–36].

Существенное влияние на фазовые переходы газожидкост-

ных систем оказывают физико-химические свойства растворенной

жидкой фазы. Физико-химические свойства конденсатов Астра-

ханского ГКМ приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Основные физико-химические свойства конденсатов Астраханского ГКМ

№

скв.

Забойное

давление, МПа

Плотность, г/см

Молекулярная

масса

Температура, К

Выход фракций

при 633 К,

% мас.

Групповой состав УВ

Аромати ческие

Нафтеновые

Метановые

40 26.85 0.795 148 329 97.0 – – –

40 39.11 0.816 161 341 87.0 22.8 23.4 53.8

43 31.84 0.808 151 323 96.0 – – –

43 53.85 0.812 156 325 92.0 25.2 26.8 48.0

58 28.49 0.811 161 329 86.0 – – –

58 42.72 0.838 168 343 78.0 24.4 18.8 56.8

73 36.14 0.808 150 325 89.0 19.1 19.3 61.6

73 51.74 0.812 152 335 85.0 – – –

101 33.15 0.805 144 309 92.0 – – –

101 48.22 0.812 155 351 84.3 25.2 22.6 52.2

Результаты фракционной разгонки конденсатов различной

плотности (рис. 2.11) показывают, что более тяжелому конденса-

ту соответствует больший остаток при температуре отгона 633 К.

Наблюдаемая на Астраханском ГКМ дифференциация кон-

денсатов по плотности и другим свойствам связана как с геоло-

гическими особенностями зоны отбора, так и с технологически-

ми условиями испытаний и эксплуатации скважин. Результаты из-

учения свойств конденсатов показывают, что при исследовании

скв. 40, 43, 58, 73 и 101 после отработки их при значительных де-

прессиях наблюдалось облегчение конденсата, уменьшение его

молекулярной массы, увеличение выхода фракций при темпера-

туре 633 К, в групповом составе отмечалось бόльшее количество

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Рис. 2.11. Зависимость выхода фракции: а – от температуры предела выкипания; б – от плотности

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

ароматических соединений. Это связано с выпадением в пласте вы-

сококипящих углеводородов при забойных давлениях ниже давле-

ния начала конденсации. Остановка скважин или перевод их на ре-

жимы с забойными давлениями выше давления начала конденса-

ции способствуют частичному растворению высококипящих угле-

водородов в пластовом газе. В результате извлеченный конденсат

тяжелеет, увеличивается его молекулярная масса

, уменьшается вы-

ход при разгонке до температуры 633 К.

3. ОСОБЕННОСТИ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ

ПЛАСТОВОЙ СМЕСИ АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Отсутствие экспериментальных работ по оценке фазового со-

стояния реальных газоконденсатных и газонефтяных систем с вы-

соким содержанием сероводорода и углекислого газа послужи-

ли причиной того, что до определенного времени такие системы

изу чались только аналитическими методами. Первая расчетная фа-

зовая диаграмма пластовой смеси Астраханского ГКМ приведена

в работе [37]. Исследование фазового поведения пластовой смеси

проводилось аналитическим методом, основанным на интерпрета-

ции парожидкостного равновесия с помощью модифицированно-

го уравнения Редлиха – Квонга. Исследовалась смесь следующе-

го состава (% мол.): H

S – 22.5; СО

– 21.55; N

– 1.93; С

– 47.53;

– 1.92; С

– 0.93; iС

– 0.18; nC

– 0.38; С

– 3.08. Начальное пла-

стовое давление составляло 62.2 МПа, температура – 383 К.

Результаты расчетов показали, что:

• при начальной пластовой температуре 383 К давление нача-

ла конденсации составляло 25.3 МПа;

• критическое давление составило 23.2 МПа, температура –

353 К;

• крикондетерма наблюдалась при 556 К, крикондебара – при

25.5 МПа.

Следовательно, расчетные фазовые характеристики пласто-

вой смеси Астраханского ГКМ, полученные с помощью уравне-

ния Редлиха – Квонга, существенно отличаются от реальных (экс-

периментальных).

В работах [17, 22, 23, 25, 38–43] для расчетов фазовых перехо-

дов при различных давлениях и температурах было использова-

но более совершенное уравнение состояния Пенга – Робинсона.

Резуль таты расчетов фазового поведения пластовых смесей сква-

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

жин Астраханского ГКМ [43] представлены на рис. 3.1. Крити-

ческая точка на расчетных диаграммах для пластовых смесей

Астра ханского ГКМ фиксировалась в интервале температур 323–

343 К и давлений 20–30 МПа.

Давление начала конденсации при пластовой температуре

383 К составляло 22–23 МПа, что существенно отличалось от экс-

периментальных величин.

Расчетные изотермы контактной конденсации (см. рис. 3.1б)

получены Г.С. Степановой на основ

ании данных о составе пла-

стового газа, отобранного из скв. 8Э Астраханского ГКМ [44].

Давление начала конденсации, определенное по изотерме, рассчи-

танной при 383 К, равно 42 МПа, что согласуется с результатами

экспериментальных исследований. Однако другие расчетные фа-

зовые характеристики существенно отличаются от эксперимен-

тальных, а именно:

• давление максимальной конденсации при Т = 383 К оценива-

ется величиной 35.0 МПа, фактически – 12.0–15.0 МПа;

• объемное содержание жидкой фазы с уменьшением давле-

ния после давления максимальной конденсации резко снижается

и стремится к нулю при давлении 0.1013 МПа (т.е. наблюдается

полное испарение жидкой фазы), подобного феномена не наблю-

далось при экспериментальных работах;

• критическая температура оценена величиной 338 К, а давле-

ние – 35 МПа, следовательно, пластовая смесь уже на устье сква-

жин и в промысловых трубопроводах должна характеризоваться

разгазированием, а не конденсацией.

Достаточно интересные результаты получены при эксперимен-

тальном моделировании фазовых превращений углеводородных

систем с высоким содержанием сероводорода на установке УФР-2.

Исследовались модели систем, в которых сероводород заменял-

ся смесью метана, пропана и углекислого газа (их соотношение

определялось на основании расчетов фазового равновесия углево-

дородных систем) [45]. Состав газовой фазы моделируемой смеси

представлен в табл. 3.1.

В качестве жидкой фазы был использован дебутанизирован-

ный конденсат Харьковцевского месторождения плотностью

0.790 г/см

с молекулярной массой 142.

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Рис. 3.1. Результаты расчетов фазового поведения пластовых смесей скважин Астраханского ГКМ:

а – расчетные фазовые диаграммы (1 – пластовая смесь скв. 32, % мол.: H

S – 29.95; CO

– 19.96; N

– 0.93; 2 – гипотетическая смесь

без кислых компонентов и азота); б – расчетные изотермы конденсации пластовой смеси скв. 8

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

Эксперименты проводились следующим образом: камера PVT

заполнялась заданной газовой смесью, затем туда подавался кон-

денсат в количестве, необходимом для получения КГФ 530 см

/м

стабильного конденсата. Давление и температуру в камере подни-

мали до 60 МПа и 383 К. После установления фазового равновесия

снималась изотерма контактной конденсации. Исследования изо-

терм повторялись при температурах 303, 323, 343, 363 К. Резуль-

таты проведенных исследований свидетельствуют, что:

• фазовые диаграммы модельной смеси по своему виду напо-

минают экспериментальные фазовые диаграммы газожидкостных

систем с высоким содержанием сероводорода и значительно отли-

чаются от расчетных;

• давление начала конденсации (Т = 383 К) оценивается в

38–39 МПа;

• увеличение конденсатосодержания в модельной смеси до

1200 см

/м

(948 г/м

) приводит к переходу системы в однофазное

жидкое состояние при давлении 60 МПа и температуре 383 К, что

адекватно особенностям поведения ПГЖС с высоким содержани-

ем жидкой фазы (С

Фазовая диаграмма реальной газоконденсатной системы с вы-

соким (более 20 % мол.) содержанием сероводорода впервые была

получена при исследовании пластовой смеси разведочной скв. 16

Астраханского ГКМ [21, 26], компонентный состав газа сепарации

скв. 16 приведен в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Компонентный состав газа сепарации скв. 16 Астраханского ГКМ

Компонентный состав H

SСО

СН

% мол. 20.61 11.56 63.41 1.70 0.82 0.46 0.72

Плотность стабильного конденсата, полученного при иссле-

дованиях, равна 0.795 г/см

, молекулярная масса 148. Конденсат

в количестве 182 г/м

растворили в газе сепарации при пласто-

Таблица 3.1

Компонентный состав газовой фазы моделируемой смеси

Компонентный состав СН

CО

% мол. 56.27 22.90 0.82 20.01