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

Подождите немного. Документ загружается.

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

4. АНАЛИТИЧЕСКАЯ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ

ОЦЕНКА ГАЗОТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

И ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ГАЗА

АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Основными газотермодинамическими параметрами пластово-

го газа являются вязкость и коэффициент сверхсжимаемости, кото-

рые имеют важнейшее значение для расчетов процессов фильтра-

ции газа в пористой среде, а также движения пластовой смеси по

стволу скважины и газопроводам.

Аналитические расчеты вязкости пластового газа Астраханского

ГКМ проводились по методике, изложенной в Руководстве по иссле-

дованию скважин [57], эмпирическим зависимостям Старлинга –

Эллингтона и ВолгоУралНИПИгаза. Экспериментальные исследо-

вания проводились в АстраханьНИПИгазе с использованием ви-

скозиметра высокого давления.

Согласно [57], расчеты проводились при пластовой температу-

ре (383 К) и атмосферном давлении, затем полученные значения

вязкости аппроксимировались на заданное давление.

Вязкость при пластовой температуре и атмосферном давлении

ат

определялась по формуле:

0.5 0.5

1 1

ȝȝ / ȝ

ɚɬ ii i i i

=⋅⋅ ⋅

¦¦

, (4.1)

где μ

– коэффициент динамической вязкости i-го компонента при

пластовой температуре и атмосферном давлении; х

– мольная доля

i-го компонента, % мол.; М

– молекулярная масса i-го компонента.

Величины μ

ат

определялись по графикам. Результаты расчета

вязкости газа при атмосферном давлении приведены в табл. 4.1.

Для рассчитанных значений Р

пр

и Т

пр

находились μ

пр

. Вязкость

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

пластового газа при пластовой температуре и заданных давлениях

рассчитывалась по формуле:

ат

= μ

пр

· μ

ат

. (4.2)

Таблица 4.1

Расчет вязкости пластового газа Астраханского ГКМ при атмосферном давлении

Компо нент Состав, %

мол.



0.5



0.5



ат

, сП

S 26.214 34.082 0.0162 153.0368 2.4792

12.541 44.011 0.0183 83.1980 1.5225

Меркап-

таны

0.001 62.130 0.0079 0.0000

0.047 28.016 0.0213 0.2488 0.0053

0.002 2.016 0.0028 0.0000

He 0.002 4.000 0.0234 0.0040 0.0001

СH

52.854 16.043 0.0132 211.6999 2.7944

2.557 30.068 0.0114 14.0211 0.1598

1.053 44.094 0.0100 6.9923 0.0699

0.258 58.120 0.0094 1.9669 0.0185

0.494 58.120 0.0092 3.7661 0.0346

0.327 72.151 0.0085 2.7776 0.0236

0.267 72.151 0.0085 2.2679 0.0193

0.495 86.178 0.0080 4.5952 0.0368

2.892 145.000 0.0054 34.8243 0.1881



519.4096 7.3522

0.0142

Результаты расчета вязкости пластового газа (383 К) при раз-

личных давлениях представлены в табл. 4.2.

В табл. 4.3 и на рис. 4.1 приведены результаты расчета вязко-

сти пластового газа, выполненного ВНИИГАЗом по методу Стар-

линга – Эллингтона.

Для количественного описания зависимости вязкости пласто-

вого газа Астраханского ГКМ от давления может быть использова-

на формула, предложенная учеными ВолгоУралНИПИгаза

μ = 6 · exp(0.033948 · Р

ср

), (4.3)

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

где μ – коэффициент вязкости добываемой смеси ( приближенно опи-

сывает расчетные значения, полученные ВолгоУралНИПИгазом),

мкПа · с; Р

ср

– давление, МПа.

Таблица 4.2

Расчет вязкости пластового газа Астраханского ГКМ при различных давлениях

Р,

кгс/см

Р,

МПа

кр

пр

Вязкость пласто-

вого газа

624 61.2 6.026 275.8 10.2 1.4 4 0.0566

500 49.0 6.026 275.8 8.1 1.4 3.5 0.0495

400 39.2 6.026 275.8 6.5 1.4 2.95 0.0418

300 29.4 6.026 275.8 4.9 1.4 2.4 0.0340

200 19.6 6.026 275.8 3.3 1.4 1.85 0.0262

100 9.8 6.026 275.8 1.6 1.4 1.25 0.0177

На основании экспериментальных данных, полученных

ООО «АНИПИгаз», вязкость пластового газа Астраханского ГКМ

в диапазоне давлений 40–60 МПа была рассчитана по полиному

2-й степени:

μ = –0.00005Р

+ 0.0072Р – 0.1769. (4.4)

Анализ результатов расчетов для газа Астраханского ГКМ при

различных давлениях показал, что зависимость вязкости пласто-

вого газа от давления наиболее адекватно описывается полиномом

2-й степени (величина достоверности аппроксимации R

= 0.9941):

μ = 0.0000006Р

+ 0.0001Р + 0.0008. (4.5)

Результаты расчета по формулам 4.4 и 4.5 представлены в

табл. 4.3 и на рис. 4.1.

Приведенная зависимость рекомендована к использованию в

газодинамических расчетах поведения пластовых смесей Астра-

ханского ГКМ и применена при обработке результатов исследова-

ний скважин на стационарных и нестационарных режимах филь-

трации.

Изучение сверхсжимаемости пластовой системы Астраханского

ГКМ проводилось при давлении выше давлений начала конденсации

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

(Р

нк

~ 40 МПа) [58]. Результаты определения коэффициентов сверх-

сжимаемости газов сепарации и пластовых смесей Астраханского

ГКМ (рис. 4.2; табл. 4.4) показали, что наличие в пластовой смеси С

(240–260 г/м

) приводит к их увеличению на 8–10 %. Поэтому игно-

рирование влияния конденсатосодержания при определении коэффи-

циента сверхсжимаемости газа газоконденсатных пластовых смесей

Астраханского ГКМ приводит к существенным ошибкам.

Таблица 4.3

Расчет вязкости пластового газа Астраханского ГКМ при различных давлениях

Давление,

МПа

Вязкость, сП

Метод

[57]

Метод

Стар линга –

Эллинг тона

Метод Волго-

УралНИПИгаза

Экспе римент

АНИПИгаза

Обобщен.

зависимость

61.2 0.057 0.0996 0.0479 0.0895 0.0999

50 0.0499 0.0794 0.0317 0.0638 0.079

40 0.0421 0.0627 0.0227 0.0332 0.0615

30 0.0342 0.0411 0.0163 0.0433

20 0.0264 0.0253 0.0117 0.0244

10 0.0178 0.016 0.0084 0.9941

Рис. 4.1. Зависимость вязкости пластового газа Астраханского ГКМ от давления

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Таблица 4.4

Результаты экспериментальных исследований коэффициентов сверхсжимаемости

пластовых газов скв. 73, 42, 4-И Астраханского ГКМ (Т = 383 К)

Скв. 73 Скв. 42 Скв. 4-И

Давление,

МПа

Z Давление,

МПа

Z Давление,

МПа

нк

= 39.0 0.975 Р

нк

= 39.6 0.976 Р

нк

= 40.1 1.018

42.4 1.019 39.5 0.989 50.9 1.148

47.4 1.088 49 1.106 60.2 1.284

51.9 1.15 58.8 1.228

57.4 1.22 59.1 1.264

61.9 1.282

На основании исследования сепарированного (см. рис. 4.2) и

пластового газов (табл. 4.5) рассчитаны усредненные коэффици-

енты сверхсжимаемости пластовых смесей Астраханского ГКМ в

зависимости от содержания в них С

в интервалах давлений 40–

65 МПа (табл. 4.6, рис. 4.3).

Таблица 4.5

Сопоставление замеренных и расчетных значений коэффициента сверхсжимаемости

для сепарированного и пластового газов

Сепарированный газ Пластовый газ

(С

= 20 г/м

г. сеп.; Т = 383 К) (С

= 260 г/м

г. сеп; Т = 383 К)

Р, МПа Z

замер

расч

Р, МПа Z

замер

расч

29.3 0.878 0.890 39.1 0.929 0.926

36.7 0.945 0.926 42.4 0.976 0.962

43.48 0.978 0.977 47.4 0.981 1.028

52.86 1.074 1.073 51 1.106 1.085

62.33 1.178 1.202 57.4 1.228 1.203

68.7 1.323 1.307 61.9 1.284 1.300

Одной из особенностей разработки сероводородсодержащих

месторождений газа является существенное влияние наличия пла-

стовой воды на фазовые превращения в пласте, призабойных зонах,

в скважинах и шлейфах. Гидрогазохимические исследования на

Астра ханском ГКМ осуществляются на основании результатов ана-

лиза количества и состава пластовой воды, извлекаемой совмест-

но с пластовым газом из скважин в процессе разработки [36, 59].

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

Рис. 4.2. График определения коэффициента сверхсжимаемости для

сепарированного газа Астраханского ГКМ при различных давлениях и температурах

Таблица 4.6

Значения коэффициентов сверхсжимаемости газа для пластовых смесей

Астраханского ГКМ (Т

пл

= 383 К)

Давление,

МПа

Z газа

сепарации

Z при содержании С

в пластовой смеси, г/м

240 258 260 270

40 0.936 0.946 0.946 0.949 0.949

45 0.985 0.994 0.995 0.995 0.995

50 1.039 1.066 1.067 1.068 1.07

55 1.098 1.151 1.154 1.156 1.158

60 1.16 1.25 1.254 1.258 1.261

65 1.245 1.342 1.348 1.353 1.359

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Общие показатели обводнения скважин Астраханского ГКМ сви-

детельствуют, что извлекаемая в начале разработки вода представ-

ляла собой конденсационную воду, водогазовый фактор (ВГФ) не

превышал 5.5–5.6 см

/м

. В 1989–1990 гг. были зафиксированы пер-

вые признаки обводнения скважин пластовой водой повышенной

плотности и минерализации. Основные физико-химические свой-

ства конденсационной (скв. 8Э) и пластовой (скв. 623) вод Астра-

ханского ГКМ приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7

Физико-химические свойства пластовых вод Астраханского ГКМ

№ скв.,

возраст

пород

Плот-

ность,

г/см

Минера-

лизация,

мг/л

Ионный состав, мг/л

HCO

/CO

8Э

1.000 952 540 – 1.5 286 9.6 34.5 0

623Н

1.0621 67152 38340 – 3233 100 360 24219 468

На рис. 4.4–4.6 представлено распределение скважин Астра-

хан ского ГКМ по значениям ВГФ, плотности и минерализации до-

бываемой воды согласно результатам исследований 1998–1999 гг.

Рис. 4.3. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от давления

для Астраханского ГКМ:

сепарированный газ: Z

сг

= 0.0001774P

– 0.0068082P + 0.9373801 (R

= 0.9901693);

пластовый газ: Z

пл

= 0.0002795P

– 0.0118249P + 0.9609472 (R

= 0.9648987)

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

Рис. 4.4. Распределение скважин Астраханского ГКМ по значениям ВГФ

(выборка из 70 скважин)

Рис. 4.5. Распределение скважин Астраханского ГКМ по значению плотности

пластовой воды

Рис. 4.6. Распределение скважин Астраханского ГКМ по значению минерализации

пластовой воды

Приведенные графики свидетельствуют, что влагосодержание газа

после 10 лет разработки в основном сформировано конденсацион-

ной водой.

Присутствие сероводорода и двуокиси углерода в природном

газе повышает его влагосодержание по сравнению с газами, не со-

держащими Н

S и CO

[36, 44]. Влагосодержание усредненного

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

состава пластового газа Астраханского ГКМ (табл. 4.8) было опре-

делено по графикам содержания воды в природных газах с Н

S и

[44, 60], при этом учитывалось совместное влияние кислых

компонент.

Таблица 4.8

Усредненный состав пластового газа Астраханского ГКМ

Компо ненты, С

SСО

% мол. 53.50 2.33 1.16 0.64 3.89 25.52 12.37 0.59

Расчетные значения влагосодержания (W) пластового газа Астра-

ханского ГКМ при различных давлениях приведены в табл. 4.9.

Таблица 4.9

Расчетные значения влагосодержания пластового газа Астраханского ГКМ

Р, МПа 61.2 55 50 45 40 35 30 25 20

W, г/м

10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.22 11.40 11.47 11.97

Для экспериментальной оценки влагосодержания газа сепара-

ции и пластового газа Астраханского ГКМ проведены исследования

на установке фазовых равновесий АСФ-РVТ [59]. На первом этапе

исследования проводились с газом сепарации, для чего в камеру вы-

сокого давления объемом 3,8 л было закачано 145 л осушенного газа

сепарации скв. 918. Состав газа сепарации приведен в табл. 4.10.

Таблица 4.10

Состав газа сепарации скв. 918 Астраханского ГКМ

Компо ненты, Н

SCO

% мол. 23.29 11.32 0.60 58.62 1.34 3.79 0.49 0.32 0.23 –

Затем в камеру ввели 0.75 см

воды скв. 918 плотностью

1.001 г/см

, солевой состав которой приведен в табл. 4.11.

Таблица 4.11

Состав конденсационной воды скв. 918 Астраханского ГКМ

№

скв.

Дата

анализа

Плот-

ность,

г/см

Минера-

лизация,

мг/л

Ионный состав, мг/л

Са

HCO

Мg

Nа

918 14.09.98 1.001 369.65 103.0 52.8 8.8 1.5 0 92.0 Сл.

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

Количество воды на газ сепарации составило 5.2 см

/м

. Подобный

ВГФ наблюдался в начальный период разработки Астраханского

ГКМ. Смесь была приведена к следующим пластовым условиям:

Р = 61.2 МПа и Т = 383 К, при которых вода в течение трех часов

полностью растворилась в газе.

В процессе исследований при Р = 15 МПа, Т = 293 К из камеры

PVT была удалена вся вода и 11.5 л газа, затем в камеру Р

VT с оста-

точным объемом газа 134.4 л было заправлено 6.7 см

воды, при

этом количество воды на газ сепарации составило 50 см

/м

. Смесь

при термобарических условиях Р = 61.2 МПа, Т = 383 К рекомби-

нировалась в течение 24 ч, причем в газе растворилось только 2 см

воды. С учетом остаточного влагосодержания в газе сепарации по-

рядка 0.8 г/м

общее влагосодержание составило 15.68 см

/м

При повторном эксперименте из камеры PVT при Р = 15 МПа

и Т = 293 К удалили 6,7 см

выпавшей воды и 9 л газа. Камеру с

оставшимися 125 л газа дозаправили 4 см

воды. Смесь была при-

ведена к условиям Р = 61.2 МПа; Т = 383 К и рекомбинировалась в

течение 24 ч, при этом растворилось 1.8 см

воды. Количество

воды на газ сепарации составило 15.2 см

/м

Проведенные эксперименты свидетельствуют, что для пласто-

вых условий Астраханского ГКМ (Р = МПа и Т = 383 К) насыще-

ние газа сепарации парами конденсационной воды может достигать

15.2–15.7 г/м

, что несколько выше расчетного. На рис. 4.7 приве-

дены экспериментальные и расчетные значения влагосодержания

пластового газа Астраханского ГКМ, а также фактические значения

ВГФ по 58 скважинам. Приведенные данные также свидетельству-

ют о том, что влагосодержание значительного количества скважин

Астраханского ГКМ связано с конденсационной водой.

На втором этапе исследований устанавливалось влияние рас-

творенной в пластовом газе воды на фазовые характеристики: дав-

ление начала конденсации, давление максимальной конденсации

и др. Для этого в содержащий 15.2 г/м

воды газ сепарации объе-

мом 121 л было заправлено 40.5 см

стабильного конденсата плот-

ностью 0,802 г/см

с молекулярной массой 148. Содержание С

пластовой смеси было равно 268.4 г/м

. Систему привели к пласто-

вым условиям (Р = 61.2 МПа и Т = 383 К) и рекомбинировали в те-

чение 24 ч, при этом конденсат полностью растворился в газе. Далее