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

Подождите немного. Документ загружается.

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

но в 255.1 г/м

, что свидетельствует о надежности данного про-

ектного параметра. Приведенные характеристики хорошо согла-

суются с прогнозом. На основании результатов эксперименталь-

ных и аналитических исследований ретроградных процессов, ко-

торые могут наблюдаться в процессе разработки Астраханского

ГКМ, снижение потенциального содержания конденсата и изме-

нение его физико-химических свойств можно прогнозировать по-

сле 2010–2012 гг.

Проектирование разработки с использованием методов повы-

шения компонентоотдачи необходимо вести с учетом особенно-

стей фазовых превращений газоконденсатных смесей, которые мо-

гут образовываться при закачке различных газовых компонентов.

Для оценки влияния состава газа при реализации сайклинг-

процессов на месторождениях с высоким содержанием сероводо-

рода и углекислого газа при температуре 380 К была исследова-

на динамика ретроградных процессов (конденсации и испарения)

различных газоконденсатных смесей.

Рис. 5.6. Прогнозная и фактическая зависимости выхода С

в процессе разработки

Астраханского ГКМ

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

В процессе исследования менялось конденсатосодержание, а

также количество сероводорода и углекислого газа (при постоянном

соотношении последних 1.75). Изотермы конденсации (отношение

объема выпавшей жидкой фазы к объему растворенного в смеси

конденсата) показывают, что с увеличением конденсатосодержания

растет процент выпадения жидкой фазы (рис. 5.7).

Особо следует отметить влияние кислых компонентов на ди-

намику выпадения и испарения жидкой фазы (рис

. 5.7, 5.8). При

содержании С

в смеси до 200–250 г/м

кислые компоненты сни-

жают давление начала конденсации, но при давлении максималь-

ной конденсации увеличивают количество выпавшего насыщенно-

го конденсата на 5–8 %.

Дальнейшее снижение давления в камере PVT приводит к ис-

парению и уменьшению разницы в количестве жидкой фазы при

наличии и отсутствии кислых компонентов в смеси.

Увеличение содержания С

до 250–300 г/м

и более в смеси,

содержащей значительное количество сероводорода и углекис-

лого газа, снижает давление начала конденсации и существен-

но уменьшает потери жидкой фазы в зоне ретроградной конден-

сации. Следовательно, для сайклинг-процессов на Астраханском

ГКМ при содержании С

= 240–280 г/м

до давления забрасы-

вания 25–30 МПа можно рекомендовать закачку газовой смеси

СН

+ Н

S + CO

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Рис. 5.7. Влияние кислых компонентов и содержания С

на динамику выпадения конденсата из смеси: –10– содержание кислых

компонентов, % мол.; содержание С

в смеси: а – 80 г/м

; б – 160 г/м

; в – 250 г/м

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

Рис. 5.8. Влияние кислых компонентов и содержания С

на динамику выпадения конденсата из смеси: –10– содержание кислых

компонентов, % мол.; содержание С

в смеси: а – 400 г/м

; б – 560 г/м

; в – 810 г/м

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Построение геофизико-химической модели формирования

пластовой флюидальной системы Астраханского ГКМ позволи-

ло прогнозировать состав и свойства ПГЖС по разрезу и площа-

ди Астраханского свода. Результаты моделирования дали возмож-

ность корректировать прогнозные запасы углеводородов в девон-

ских отложениях на глубинах от 3800 до 6000 м и более.

Проведенные масштабные промысловые и лабораторные ис-

следования за 1988–2010 гг. показали, что изменение соста-

ва добываемой газоконденсатной смеси в процессе разработки

Астраханского ГКМ не существенно.

Детальное изучение влияния состава и содержания газовой

и жидкой фаз на фазовое поведение газожидкостной системы

Астраханского ГКМ при различных термобарических условиях

позволило определить зависимость давления начала конденсации

газоконденсатной системы Астраханского ГКМ от каждого основ-

ного компонента пластовой смеси. Экспериментальная оценка по-

казала, что сероводород и углекислый газ снижают это давление, а

конденсат, при содержании его в смеси до 280–320 г/м

, увеличива-

ет. При дальнейшем увеличении конденсатосодержания давление

снижается. Повышение плотности конденсата ведет к росту давле-

ния начала конденсации.

Экспериментальное изучение влияния конденсатосодержания

при определении сверхсжимаемости газоконденсатных пластовых

смесей Астраханского ГКМ показало, что использование расчет-

ных методов, в том числе уравнения состояния Пенга – Робинсона,

может привести к существенным ошибкам.

Практика разработки Астраханского ГКМ подтверждает прог-

ноз выхода конденсата (С

) и конденсатоотдачи, полученный в

процессе разведки месторождения.

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

Проектирование разработки с использованием методов повы-

шения компонентоотдачи необходимо вести с учетом особенно-

стей фазовых превращений газоконденсатных смесей, которые

могут образовываться при закачке различных газовых агентов, ис-

пользуемых для сайклинг-процессов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зорькин Л.М. Геохимия природных газов нефтегазоносных

бассейнов / Л.М. Зорькин, И.С. Старобинец, Е.В. Стадник. – М.:

Недра, 1984. – 248 с.

2. Иванов Ю.А. Условия раздельного формирования газонос-

ных и нефтеносных зон в подсолевых отложениях Прикаспийской

впадины: обзор. информ. Серия: Геология и разведка газовых и

газоконденсатных месторождений / Ю.А. Иванов, П.М. Ло

мако,

А.А

. Клещев. – М.: ВНИИЭгазпром, 1983. – № 3. – 41 с.

3. Лапшин В.И. Геохимические и термодинамические аспекты

прогнозов нефтегазоносности глубокозалегающих палеозойских

отложений Прикаспийской впадины / В.И. Лапшин, А.З. Саушин,

А.Ф. Ильин, О.И. Серебряков // Труды / АстраханьНИПИгаз. –

Астрахань,1999. – Вып. 1. – С.14–28.

4. Мартос В.Н. Особенности фазового состояния пластовых

газоконденсатных систем с повышенным со

держанием высококи-

пящих

УВ / В.Н. Мартос, В.И. Лапшин, Г.П. Былинкин, Н.М. Ку-

ван дыков // Геология нефти и газа. – 1990. – № 10. – С. 27–28.

5. Результаты разработки и опробования прямых геохими-

ческих методов поисков месторождений нефти и газа. – М.:

ВНИИЯГГ, 1971. – Вып. 10. – 195 с.

6. Семенович В.В. Некоторые проблемы нефтегазоносности

Прик

аспия / В

.В. Семенович // Геологические основы создания

Прикаспийского нефтегазодобывающего комплекса. – М.: Наука,

1990. – С. 134–142.

7. Соколов В.А. Геохимия природных газов / В.А. Соколов. –

М.: Недра, 1971. – 336 с.

8. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах

нефтеносных бассейнов / В.И. Старосельский. – М.: Недра, 1990. –

186 с.

9. Ермаков В.И. Геология и геохимия приро

дных горю

чих га-

зов: справочник / В.И. Ермаков, П.М. Зорькин, В.А. Скоробогатов,

В.И. Старосельский; под ред. И.В. Высоцкого. – М.: Недра, 1990. –

315 с.

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

10. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикас-

пийской впадины // Труды / ВНИИГНИ. – М.: Недра, 1985. –

Вып. 251. – 265 с.

11. Анисимов Л.А. Геология, разведка и разработка залежей

сернистых газов / Л.А. Анисимов, А.Г. Потапов. – М.: Недра,

1983. – 197с.

12. Бродский А.Я. Глубинное строение юго-запада Прикас-

пийской впадины в связи с дальнейшим направлением нефте-

газопоисковых работ: эк

спр. информ. С

ерия: Геология, буре-

ние и разработка газовых и морских нефтяных месторождений /

А.Я. Бродский, И.А. Миталев. – М.: ВНИИЭгазпром, 1986. – № 7.

13. Кирюхин Л.Г. Глубинное строение и нефтегазоносность

Астраханского свода / Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, Г.Н. Иванов

и др. // Бюллетень / МОИП; Отделение геологии. – 1983. – Т. 58. –

Вып. 5. – С.16–30.

14. Маргулов Р.Д. Разрабо

тка мест

орождений со сложным со-

ставом газа / Р.Д. Маргулов, Р.И. Вяхирев, И.А. Леонтьев, А.И. Гри-

ценко. – М.: Недра,1988. – 264 с.

15. Михайлов И.М. Строение нефтяной залежи Тенгиз по дан-

ным геофлюидодинамики / И.М. Михайлов // Геология нефти и

газа. – 1990. – № 2. – С. 4–8.

16. Физико-химическая характеристика и индивиду

альный угле-

одородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза / Под

ред. С.П. Максимова, В.В. Ильинской. – М.: Недра, 1989. – 295 с.

17. Перепеличенко В.Ф. Сырье Астраханского ГХК / В.Ф. Пере-

пеличенко, С.В. Еремеева, А.Ф. Ильин // Газовая промышлен-

ность. – 1986. – № 12. – С. 30–31.

18. Требин Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза:

справочник. – 2-е из

д., доп. и

перераб. / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин,

Т.М. Обухова. – М.: Недра, 1980. – 583 с.

19. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в

недрах / В.В. Кушниров. – Ташкент: Фан, 1987. – 180 с.

20. Корчажкин Ю.М. Определение потенциального содер-

жания конденсата в пластовом газе по результатам исследова-

ния скважин: обзор. информ. С

ерия: Разработка и

эксплуатация

газовых и газоконденсатных месторождений / Ю.М. Корчажкин,

Н.Г. Куликова. – М.: ВНИИЭгазпром, 1977. – № 9. – С. 16–19.

21. Лапшин В.И. Технология проведения и результаты газокон-

денсатных исследований на месторождениях с высоким содержа-

нием сероводорода и двуокиси углерода: обзор. информ. Серия:

Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторож-

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

дений / В.И. Лапшин, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. – М.:

ВНИИЭгазпром, 1988. – № 5. – 34 с.

22. Брусиловский А.И. Анализ результатов газоконденсат-

ных исследований и прогнозирования фазового состояния пла-

стовой смеси Астраханского месторождения: экспр. информ.

Серия: Геология, бурение и разработка газовых и морских неф-

тяных месторождений / А.И. Брусиловский, Г.Р. Г

уревич. – М.:

ВНИИЭгазпром, 1984. – №

12. – С. 1–3.

23. Коротаев Ю.П. Термодинамическое состояние пластовых

смесей месторождений нефти и газа / Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич,

А.И. Бру силовский и др. // Геология нефти и газа. – 1985. – № 2. –

С. 1–3.

24. Коротаев Ю.П. Математическое моделирование фазовых

превращений / Ю.П. Коротаев, С.Н. 3акиров, А.И. Бр

усиловский и

др. //

Газовая промышленность. – 1979. – № 7. – С. 36–38.

25. Коротаев Ю.П. Фазовое состояние пластовой смеси в

залежи подсолевых карбонатных отложений Астраханского ме-

сторождения / Ю.П. Коротаев, М.М. Иванова, К.С. Басниев и

др. // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 2. – С. 36–38.

26. Лапшин В.И. Астраханское месторождение: исследование

фазового состояния пластовых смесей / В.И. Ла

пшин, Г.Р. Гуревич

А.И. Брусиловский и др. // Газовая промышленность. – 1987. –

№ 10. – С. 46–48.

27. Долгушин Н.В. Исследование природных газоконден-

сатных систем: методическое руководство / Н.В. Долгушин,

Ю.М. Корчажин, Д.З. Сагитова. – М.: ВНИИГАЗ, 1994. – 257 с.

28. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового по-

ведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Г

риценко,

И.А

. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. – М.: Недра, 1995. –

432 с.

29. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов,

содержащих неуглеводородные компоненты / К.С. Басниев. – М.:

Недра, 1986. – 183 с.

30. Лапшин В.И. Особенности распределения газоконденсат-

ных характеристик в пределах Астраханского месторождения /

В.И. Лапшин, Н.И. Воронин, В.Ф. Лак

тюшина, В.В

. Сердюков //

Геология нефти и газа. – 1987. – № 11. – С. 60–62.

31. Лапшин В.И. Особенности газодинамических исследо-

ваний скважин АГКМ на стационарных режимах фильтрации /

Лапшин В.И., Елфимов В.В., Масленников А.И. и др. // Труды /

АстраханьНИПИгаз. – Астрахань,1999. – Вып. 1. – С. 97–102.

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

32. Лапшин В.И. Особенности газотермодинамических ха-

рактеристик Астраханского газоконденсатного месторождения /

В.И. Лапшин, А.З. Саушин, Ю.И. Круглов и др. // Теория и прак-

тика добычи, транспорта и переработки газоконденсата: сб. науч.

тр. – Астрахань: АГТУ, 1999. – Вып. 1. – С. 109–114.

33. Лапшин В.И. Методика и результаты газоконденсат-

ных исследований скважин Астраханского ГКМ / В.И. Ла

пшин,

В.В

. Елфимов, Т.А. Сайфеев и др. // Теория и практика добы-

чи, транспорта и переработки газоконденсата: сб. науч. тр. –

Астрахань: АГТУ, 1999. – Вып. 1. – С. 148–151.

34. Лапшин В.И. Результаты газодинамических и газоконден-

сатных исследований на Астраханском газоконденсатном место-

рождении / В.И. Лапшин, В.В. Зенюков // Совершенствование тех-

нологии ст

роительства глубоких

разведочных скважин в аномаль-

ных условиях Прикаспийской впадины / Под ред. П.С. Шмелева. –

Саратов, 1989. – С. 111–121.

35. Лапшин В.И. Моделирование процессов истощения про-

дуктивной залежи АГКМ / В.И. Лапшин, В.В. Елфимов, И.В. Алек-

сеева и др. // Труды / АстраханьНИПИгаз. – Астрахань, 1999. –

Вып. 1. – С. 91–94.

36. Лапшин В.И. Методические основы к

онтроля за процес

сом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ: об-

зор. информ. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газо-

конденсатных месторождений / В.И. Лапшин, А.И. Масленников,

Ж.В. Калачихина и др. – М.: ИРЦ Газпром, 1999. – 62 с.

37. Коротаев Ю.П. Исследование фазового поведения пласто-

вой смеси Астраханского месторождения / Ю.П. К

оротаев, Г.Р. Гу-

ревич, А

.И. Брусиловский и др. // Газовая промышленность. –

1979. – № 10. – С. 31–33.

38. Брусиловский А.И. Исследование уравнений состояния

природных газов / А.И. Брусиловский, Г.Р. Гуревич // Труды /

МИНХиГП им. И.М. Губкина. – М.,1984. – № 174. – С. 49–55.

39. Гуревич Г.Р. Оценка компонентоотдачи месторождений со

сложным составом газа / Г.Р. Г

уревич, И.А

. Леонтьев, А.И. Бру-

силовский // Газовая промышленность. – 1979. – № 4. – С. 34–36.

40. Гуревич Г.Р. Влияние неуглеводородных компонентов на

величину давления начала конденсации / Г.Р. Гуревич, И.А. Леон-

тьев, Л.Я. Непомнящий // Газовая промышленность. – № 9. –

1982. – С. 23–24.

41. Леонтьев И.А. Влияние различных компонентов на дав-

ление начала конденсации пластовых сме

сей / И.

А. Леонтьев,