История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

4.Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.

5.Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.

6.Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.

7.Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.

8.Параметры системы осушки газа.

9.Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней ДКС и т.д.

10.Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

Математическое моделирование пластовых систем

В настоящее время моделирование, т.е создание моделей и осуществление на их основе расчетов разработки - одна из главных областей деятельности нефтяников. С помощью моделирования мы можем в короткие сроки многократно «проиграть» медленно протекающие процессы разработки в природных условиях и тем самым выбрать рациональную систему и технологию. Математическое моделирование заключается в исследовании процессов разработки путем построения и решения системы математических уравнений. Модель основана на упрощении сложного реального процесса разработки. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке пласта – его модель состоит из модели пласта и модели процесса разработки.

Модель пласта – это количественное (математическое) представление о геолого-физических свойствах пласта, используемое в расчетах разработки месторождений.

Модель процесса разработки – это количественное представление о процессе извлечения нефти и газа из недр. Типы моделей пласта.

Пласты обладают разнообразными коллекторскими свойствами. Самыми основными являются пористость и проницаемость. Изменение свойств пород-коллекторов на отдельных участках пласта называют литологической неоднородностью пластов. Кроме того, пласты характеризуются наличием трещин, т.е. трещиноватостью пластов. При разработке нефтяных месторождений эти особенности пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения нефти и газа, и должны учитываться при моделировании.

Модели пластов подразделяются на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели (или адресные) — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. То есть она должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов, всю площадь пласта разбивают на определенное число ячеек и каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в данной области.

консорциум н е д р а

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. Реальный пласт заменяется гипотетическим (подобным), имеющим такие же вероятно-статистические характеристики совпадающие с реальным. Чаще всего используют следующие модели:

Модель однородного пласта.

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Модель

распределения проницаемости, которая была бы как в реальном пласте. Для этого используют фактические данные по керну или по геофизическим данным. По этим данным строят гистограмму распределения проницаемости по пласту, где ступенька это доля общей толщины пласта с соответствующей проницаемостью.

Исходя из этой гистограммы, подбирают соответствующую аналитическую зависимость (функцию).

В случае несоответствия теоретических и фактических данных эти функции изменяют до получения совпадения теоретических и фактических показателей разработки, т.е. модель пласта адаптируют к фактическому процессу разработки.

При вероятностно-статистическом описании пластов наиболее важны это плотность статистического распределения, которая отражает вероятность появления слоя, изменяющегося в каких то пределах и функция или закон распределения параметра.

Для вероятностно-статистического описания распределения проницаемости пласта, пористости, изменения толщин продуктивных пластов и других параметров, изменяющихся от точки к точке, в нефтяной залежи применяют следующие законы распределения: Закон Гаусса или нормальный закон распределения,

логарифмически нормальный закон, гамма – распределение, закон распределения Максвелла.

консорциум н е д р а

Для закона Гаусса плотность распределения проницаемости выражается следующей зависимостью

fi (f1, f2…fn) – число случаев (частота) параметра.

Среднеарифметическая взвешенная величина параметра х характеризует среднюю величину анализируемого параметра и вычисляется

Р1, Р2… Рn – процент скважин, имеющих величину параметра в интервале значений х1, х2….хn.

Коэффициент вариации v представляет отношение среднеквадратичного отклонения к среднеарифметическому значению анализируемого параметра:

V= 2 100% x

и является относительной мерой колебания параметра.

Указанные статистические параметры служат показателями степени неоднородности таких параметров пласта, как пористость, проницаемость, степень изменчивости толщин продуктивных пластов.

консорциум н е д р а

При построении моделей трещиноватого или трещиновато-порового пласта необходимо знать средний размер блока породы или густоту трещин, а также проницаемость, которая в трещиноватом пласте определяется раскрытием трещин. Эти параметры устанавливают по данным гидродинамических исследований скважин. Модели пластов наиболее соответствующие действительности, могут быть построены лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета, процесса разработки пласта с фактическими данными. В последние годы в связи с ростом вычислительно-компьютерных возможностей получают большое развитие адресные модели пластов и процессов разработки.

Внедрение новых технологий разработки в нефтяную промышленность проводят после того, как оно прошло изучение в лабораторных условиях. В свое время прошло эту стадию и такое широко развитое на практике воздействие на нефтяные пласты, как заводнение. За стадией лабораторного исследования следуют первые промышленные испытания процессов.

В этот период нужно количественное представление о технологии, т.е. создание моделей. Центральный этап моделирования это постановка соответствующих процессу разработки математических задач, включающих дифференциальные уравнения.

Расчеты, проводимые на основе моделей, называют методиками расчета.

Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки основаны на использовании двух законов природы: закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на специальных законах фильтрации.

Закон сохранения вещества в моделях разработки записывается в виде дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в целом в пласте. В последнем случае метод расчета получил название метода материального баланса.

Закон сохранения энергии используют в моделях разработки в виде дифференциального уравнения сохранения энергии движущихся в пластах веществ.

Основые положения проекта разработки газового месторождения.

Основные особенности газоконденсатных систем связаны с петлеобразностью фазовой диаграммы, с явлениями обратной конденсации и испарения. Эти особенности приводят к тому, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов (конденсата).

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия.

Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального Рнач ( или давления начала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. В этом случае фильтрация газоконденсатной системы в пласте хорошо описывается дифференциальным уравнением неустановившейся фильтрации реального газа. Это означает, что большинство рассмотренных расчетных методов для газовых месторождений пригодно для определения показателей разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. Особенностью газоконденсатного месторождения является наличие двухфазных течений в призабойной зоне пласта. Это приводит к необходимости расчета изменения во времени, например, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине.

консорциум н е д р а

Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то выпадение конденсата в пласте происходит повсеместно. Однако выпадающий конденсат мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, и при разработке газоконденсатного месторождения на истощение фильтрационные течения могут, рассматриваются в рамках однофазных течений, т.к. выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта на приводит к изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зоне пласта.

Таким образом, решением многих задач (определение пластовых давлений (Рпл), дебитов, потребного числа скважин и др.), возникающих при проектировании разработки газоконденсатных месторождений, можно находить в результате исследование однофазных течений.

Здесь возникают специфические задачи для решения, которых необходимы иные подходы. Прежде всего это касается расчетных формул и методики интерпретации результатов исследований газоконденсатных скважин при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. Данное утверждение очевидно, так как в призабойной зоне одновременно фильтруются газообразная и жидкая фазы.

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в призабойной зоне пласта аналогичны течениям газированной жидкости. Близкая аналогия позволила ряду исследователей предложить модели фильтрации газоконденсатных систем и выявить основные дифференциальные уравнения. При этом они исходили из рассмотрения фильтрации бипарной системы, оправдавшей себя при исследовании газированной жидкости.

Строгое решение задач обратной закачки газа или расчета по определению изменения состава продукции скважин и общей добычи из месторождения не могут основываться на замене реальной газоконденсатной системы бипарной системой.

Поэтому задачи фильтрации газоконденсатных систем рассматриваются в рамках теории фильтрации многокомпонентных систем. (Работа Ю.П. Желтова, А.К. Курбанова, В.Н. Николаевского и др.).

Для этого газоконденсатная система заменяется тройной или исследуется как многокомпонентная.

При определении показателей обратной закачки газа, используются расчетными схемами и методами М. Маскета.

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение в пласте выпадает конденсат, который считается потерянным. Отделение же конденсата из текущей продукции скважин производится обычно в установках низкотемпературной сепарации газа (НТС).

Ценность конденсата как сырья для химической промышленности выдвигает проблему по возможности (max) максимальной добычи конденсата из пласта и максимального извлечения его в установках НТС.

Последнее требование возникает так же в связи с необходимостью подачи кондиционного газа в магистральный газопровод.

При решении проблемы max добычи конденсата из пласта возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе разработки газоконденсатного месторождения. Целесообразность поддержания пластового давления определяется сроком окупаемости дополнительных капитальных вложений в систему поддержания давления за счет дополнительной добычи конденсата. Эффективность и целесообразность поддержания пластового давления зависят от содержания конденсата в газе, от общих запасов газа и конденсата, глубины залегания пласта, географического местоположения залежи, стоимости проходки скважин и сооружения объектов по поддержанию давления, извлечению и переработке конденсата и других факторов.

консорциум н е д р а

Наибольшее извлечение конденсата достигается при применении обратной закачки газа в пласт. Основным недостатком этого метода поддержания давления является относительно длительная консервация запасов газа. Определенные преимущества в этом отношении имеет частичная закачка сухого газа.

При закачке сухого газа требуются компрессоры высокого давления, что так же в ряде случаев может оказаться ограничивающим фактором.

При закачке воды основным ограничением является опасность преждевременного обводнения залежи и скважин вследствие неоднородности параметров пласта по площади и мощности.

Кроме того, при закачке воды за фактором вытеснения остается газ при высоком пластовом давлении, что может существенно снизить коэффициенты газо – и конденсатоотдачи пласта.

Закачка воды имеет и ряд преимуществ по сравнению с закачкой сухого газа в пласт. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне (оптимальная величина поддерживаемого давления, как при закачке газа, так и при закачке воды определяются технико-экономическими расчетами), то не требуется (в случае прекращения закачки воды) или оттягивается срок сооружения ДКС (дожимной компрессорной станции). Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает так же стабильную добычу конденсата и не требует обычно ввода в эксплуатацию установок искусственного холода.

Особенности поведения газоконденсатных систем необходимо учитывать при проектировании систем сбора, транспорта, извлечения конденсата и подготовки газа к дальнейшему транспорту. Эти особенности должны отражаться в расчетах движения двухфазных систем в стволе скважин и газосборных сетях, в установлении оптимальных технологических параметров, характеризующих работу установок низкотемпературной сепарации газа.

Большинство исходных геолого-геофизических данных, необходимых для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, аналогично исходным данным, используемым при проектировании разработки газовых месторождений. Особенно это относится к исходным данным для проектирования разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

При рассмотрении вариантов разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды требуются большая степень достоверности информации:

1)о геологическом строении залежи;

2)об изменении коллекторских свойств по площади залежи и по мощности пласта;

3)характеристика водонапорной системы и данных о параметрах водоносного пласта.

Кчислу дополнительных исходных данных относятся данные о приемистости нагнетательных скважин по газу или по воде.

Помимо построения геологических профилей, проведения корреляции разрезов скважин, составления карт зональной неоднородности, карт мощности, пористости и проницаемости и других геолого-геофизических документов, составляемых методами промысловой геологии, необходима статистическая обработка кернового и геофизического материала.

консорциум н е д р а

Поэтому при проектировании разработки газоконденсатных месторождений повышаются требования к геолого-геофизической информации.

Основные же отличия в исходной информации, необходимой для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, определяются особенностями поведения газоконденсатной системы при изменении её давления и температуры. Эти особенности учитываются построением изотерм конденсации. При проектировании системы разработки месторождения и обустройства промысла наибольшее значение имеют пластовая изотерма конденсации для различных возможных температур сепарации газа.

Пластовая изотерма конденсации характеризует количество выпадающего в пласт конденсата в кубических сантиметрах из одного кубического метра газа при изменении среднего пластового давления в процессе разработки месторождения. Пластовая изотерма конденсации позволяет определить потери конденсата в пласте при разработке давления (путем закачки воды) на разных возможных уровнях.

При помощи изотерм конденсации в условиях различных температур сепарации газа определяется соответствующий каждой температуре выход конденсата. Технико – экономическими расчетами, основанными на учете добычи конденсата при различных температурах сепарации, затрат на поддержание различных температур сепарации газа, а так же температурного режима материального газопровода устанавливается оптимальная температура сепарации газа.

При проектировании разработки газоконденсатных месторождений в отличие от проектирования разработки газовых месторождений необходимо определять величину возможных потерь конденсата и изменение во времени добываемого количества и состава конденсата при разработке месторождения на истощение.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение.

Решение второй задачи необходимо при выборе метода переработки конденсата и определение использования продуктов его переработки.

Решаются эти задачи или расчетным путем по константам равновесия или путем пересчета результатов лабораторных экспериментов с бомбой P. V. T. (давление, объем, температура).

Задания

I ЗАДАНИЕ (ВАРИАНТ 1)

Условие задачи.

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h=10 м, пористость m=18%, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд=0,30, коэффициент нефтенасыщенности Кн=0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти

консорциум н е д р а

γн=0,865, удельный вес пластовой нефти γпл=0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 118 тыс. т извлекаемых запасов на одну скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т. е. питание залежи одностороннее. Скважины на залежи размещены линейными рядами с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин Lк=10 км, от начального контура нефтеносности до 1 ряда скважин Lн=1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ=500 м. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc=20 см. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, rпр=10-4 м. Давление на контуре питания Рк=170 атм, забойное давление в скважинах Рзаб=70 атм, начальное пластовое давление Рнач=180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс=10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости βж=4,5∙10-5 1/атм. Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Дебит скважины при этом составил Q=30 м3/сут.

Необходимо выполнить следующее:

1.Определить: а) балансовые и извлекаемые запасы нефти; б) количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи; в) проницаемость k, пьезопроводность и гидропроводность kh/μ продуктивного пласта.

2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.

3.Определить: а) суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета и с учетом гидродинамического несовершенства скважин; б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит

консорциум н е д р а

на первом этапе – 25%;

на втором этапе – 50%;

на третьем этапе – 75%,

а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени: в) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи; г) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.

консорциум н е д р а