CC BY
24Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(22) 2018 ■ http://oilgasjournal.ru
КОНТРОЛЬ ДИНАМИКИ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
М.К. Тупысев ИПНГ РАН, e-mail: tupysev@mail.ru
Одним из основных параметров контроля работы газовых скважин является определение количества воды, поступающей вместе с газом. Такой водой может быть конденсационная вода, выпадающая из пластового газа вследствие изменения термобарических параметров газа в процессе его движения от пласта до установок комплексной подготовки газа к дальнему транспорту, а также пластовая вода (законтурная и подошвенная), вторгающаяся в газовую залежь по мере снижения в ней начального пластового давления в процессе разработки месторождения.
При снижении температуры газового потока в системе добычи и промыслового транспорта газа ниже равновесной температуры гидратообразования конденсационная вода становится главным условием образования и роста гидратных пробок, в том числе и в призабойной зоне. В целях предотвращения образования гидратных пробок используют ингибиторы гидратообразования. Для расчета необходимого их количества важно знать динамику как термобарических параметров газового потока, так и количества выпадающей конденсационной воды.
В работе [1] рассмотрен вопрос обеспечения стабильной работы газовой скважины путем предотвращения гидратообразования в призабойной зоне. В развитие этой тематики авторами настоящей статьи изучены вопросы контроля поступающей воды путем определения динамики ее минерализации.
На основании известных значений начальных пластовых давления и температуры определяется динамика влагосодержания пластового газа в призабойной зоне при эксплуатации скважин. С этой целью определяется влагосодержание газа в пласте и на забое скважины при различных депрессиях (режимах работы скважины) и пластовых условиях для различных значений давлений и температур.
Влагосодержание газа определяется расчетным методом по формуле Бюкачека
W = A/P + B (1)
на основании аппроксимации графических зависимостей, полученных в результате многочисленных исследований по формуле, представленной, например, в работе [2]:
W=(0,467+0,04t+0,00016t1+0,000056t3+0,000000156t4)/P+0,0418exp(0,054t-0,0001t1), (2)
где Ж - влагосодержание газа, г/м3; А - влагосодержание идеального газа; В -коэффициент, зависящий от состава газа; Р - давление, МПа; ^ - температура, оС.
Формула (2) справедлива для положительных температур. Для отрицательных температур в работе [3] предлагается следующая зависимость:
Ж = 0,1/Р ехр[18 - 3740,78/(Т-46,13) + 0,2883Р - 0,00086Р7]. (3)
Забойные температуры рассчитываются по известной пластовой температуре, депрессиям и известным зависимостям для дроссель-эффекта - коэффициента Джоуля -Томсона (Б) при движении газа. Такая зависимость для месторождений с преимущественным метановым содержанием (например, сеноманские залежи) имеет вид [2]:
Б = 1,91-0,0067693 Т + 0,0000065265Т2 - 0,050944 Р +0,0001277 ТР - 0,0002696 Р2, (4)
где Т - абсолютная температура газа, оК; Р - давление, МПа.
В результате таких исследований определяется режим работы эксплуатационных скважин - режим выпадения конденсационной воды в призабойной зоне (режим увлажнения) или режим испарения конденсационной воды в призабойной зоне (режим осушки). Известно, что в начальный период разработка газовых месторождений преимущественно происходит на режиме увлажнения, а завершающая стадия разработки - на режиме осушки.
Указанные исследования были проведены для условий Медвежьего месторождения. На рис. 1 показана зависимость влагосодержания пластового газа на забое скважины от депрессии на пласт для различных пластовых давлений. Как видно из рисунка, эти зависимости имеют линейный характер:
Ж = Вх + а, (5)
где В - темп выпадения (осушки) влаги (изменение количества влаги в 1 м3 газа при снижении давления в призабойной зоне на 1 МПа), г/м3*МПа; х - депрессия на пласт, МПа; а - отрезок, отсекаемый линией рассматриваемой зависимости на оси Ж, -влагосодержание газа в пласте.
Пластовое давление, при котором происходит смена режимов работы скважин, определяется графически (по графикам зависимости влагосодержания газа на забое скважины от депрессии на пласт для различных значений пластового давления), а также математически - из уравнения зависимости темпа выпадения влаги из газа от пластового давления (Рпл) - В = £ (Рпл). Принимая В = 0, определяют Рпл, при котором скважины переходят от режима увлажнения призабойной зоны к ее осушке.
1,8
1,6
1,4
3 1,2
и
о
§ 0,8 в
0,6
0,4
______________ ----*
Рпл.=4 МПа
W= 0,021
2х + 1,4453
W= 0,0048х + 1,
0485
V = 0,0003х + 0,845
4
Рпл.=8 МПа
-0,0014х + 0,7223
Л
Рпл.=10 МПа
= -0,0021х + 0,65
\
Рпл.=11,52МПа
0,1
0,2 0,3 0,4
Депрессия на пласт, МПа
0,5
0,6
0,7
Рпл .=6 МПа
1
W
0
Рис. 1. Зависимость влагосодержания газа на забое скважины от депрессии на пласт для различных пластовых давлений (Медвежье месторождение)
На рис. 2 показана такая зависимость для Медвежьего месторождения. Пластовое давление смены указанных режимов составляет порядка 9 МПа.
Пластовое давление, МПа
Рис. 2. Зависимость темпа выпадения конденсационной влаги от пластового давления
Конденсационная вода, выпадающая в призабойной зоне (на режиме ее увлажнения), увеличивает насыщенность пористого пространства до критического уровня, при котором она становится подвижной, т.е. движется как отдельная фаза совместно с добываемым газом. При этом конденсационная вода смешивается с остаточной минерализованной водой; таким образом, в продукции скважин практически с начала разработки газового месторождения появляется минерализованная вода. В процессе работы газовой скважины радиус границы зоны выпадения (увлажнения) и движения конденсационной воды в призабойной зоне увеличивается, за счет чего минерализация данной воды повышается. Однако за счет эффекта «вымывания» остаточной воды из продуктивного пласта в непосредственной близости от забоя скважины и постепенного понижения минерализации остаточной воды в этой области минерализация добываемой воды также понижается. При наложении указанных эффектов минерализация добываемой конденсационной воды в смеси с остаточной стабилизируется.
Поскольку, как правило, размеры зоны основного выпадения конденсационной воды в призабойной зоне незначительны [2], при расчетах можно пренебречь конденсационной водой, идущей на расширение подвижной зоны, принимая во внимание извлечение всей конденсационной воды из призабойной зоны совместно с добываемым газом.
На установках подготовки продукции газовых скважин к дальнему транспорту производят ее сепарацию, замеряют количество добываемых газа и воды и минерализацию последней. Кроме конденсационной воды, выпадающей в призабойной зоне, при сепарации улавливается дополнительная конденсационная вода, выпадающая из газа в результате изменения термобарических параметров газа при его движении от забоя скважины до установки по сепарации газа.
Минерализацию конденсационной воды, добываемой из пласта до появления пластовой воды в продукции скважин, можно определить из уравнения материального баланса для всей добываемой (конденсационной) воды:
Мп.з. = М • Ов.к. / 0в.п.з., (6)
где Мп.з. - минерализация воды, добываемой из пласта до появления пластовой воды в продукции скважин, г/дм3; М - минерализация добываемой воды, г/дм3; Qв.к - общее количество добываемой конденсационной воды, кг/сут; Q в.п.з. - количество конденсационной воды, добываемой из призабойной зоны, кг/сут; при этом
Qв.к = 0,001^пл - Wс) • Qг ,
где Wпл. - влагосодержание газа в пласте, г/м3; Wс - влагосодержание газа в сепараторе, г/м3; Qг - дебит скважины по газу, м3/сут.
При появлении пластовой воды на режиме увлажнения призабойной зоны ее количество ^в.пл.) определяют на основе уравнения материального баланса замеряемых и определяемых величин объемов воды и ее минерализации:
Qв.пл. = (М • Qв - Мп.з. • Qв.п.з.) / Мпл. , (7)
где Qв - общее количество добываемой воды, кг/сут; М пл. - минерализация пластовой воды, г/м3.
При переходе на режим осушки призабойной зоны количество добываемой конденсационной воды определяется термобарическими условиями газа на забое скважины и в сепараторе, минерализация ее принимается равной нулю, а количество пластовой воды в этом случае определяют по уравнению материального баланса:
Qв. пл. = М • Qв.к. / (Мпл. - М) (8)
или на основании замеряемого в сепараторе общего количества добываемой воды ^в) и рассчитываемого количества конденсационной воды, выпадающей из газа на пути его движения от забоя до сепаратора ^в.к):
Qв. пл. = Qв - Qв.к. . (9)
Выводы
Описанная методика контроля динамики влагосодержания природного газа при разработке газовых месторождений позволяет:
- определять пластовые давления перехода месторождений от режима увлажнения призабойной зоны к режиму ее осушки;
- уточнять количество пластовой воды, поступающей совместно с газом, за счет учета фильтрации остаточной минерализованной воды из призабойной зоны.
В работе не рассмотрена возможность присутствия и участия в фильтрационных процессах в призабойной зоне различных технологических жидкостей, таких как фильтрат бурового раствора, попадающего в призабойную зону в процессе сооружения скважин, а также жидкостей, используемых для глушения и при последующем капитальном ремонте скважин.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Научное обоснование новых экологически чистых технологий разработки месторождений углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе 3Б-компьютерных экспериментов», № АААА-А16-116022510270-1).
ЛИТЕРАТУРА
1. Тупысев М.К. Эксплуатация скважин в низкотемпературных газовых залежах (Электронный ресурс) // Актуальные проблемы нефти и газа: науч. сетевое изд. 2018. Вып. 1(20). 6 с. - Режим доступа: http://www.oilgasjoumal.ru (Дата обращения 20.07.2018).
2. Тупысев М.К. Динамика гидратообразования в призабойной зоне скважин при разработке низкотемпературных газовых залежей (Электронный ресурс) // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика: электрон. науч. журн. 2010. Вып. 2(2). 12 с. - Режим доступа: http://www.oilgasjournal.ru (Дата обращения 20.07.2018).
3. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. 473 с.
