CC BY
30
УДК 622.279.23
О ВЛИЯНИИ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ВОДЫ НА РАЗРАБОТКУ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОВЫШЕННОЙ И ВЫСОКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ
© 2014 г. Н.Н. Петренко
Петренко Николай Николаевич - аспирант, Институт Petrenko Nikolay Nikolaevich - Post-Graduate Student, Oil нефти и газа Северо-Кавказского федерального уни- and Gas Institute of the North Caucasian Federal Universi-верситета, пр. Кулакова, 2, г. Ставрополь, 355038, е- ty, Kulakov Ave, 2, Stavropol, 355038, Russia, е-mail: mail: [email protected]. [email protected].
Рассматривается влияние фазовых переходов воды на разработку месторождений с различными термобарическими параметрами; обосновывается необходимость учета влагосодержания газа при подсчёте начальных и текущих запасов газа, коэффициента газоотдачи. На примере реального месторождения показана динамика состава газа и газоотдачи с учетом водяного пара и без него. Также рассмотрены параметры разработки высокотемпературной газовой залежи с учётом фазовых переходов воды.
Ключевые слова: фазовые переходы воды, влагосодержание, водяной пар, газоотдача, высокотемпературные месторождения, показатели разработки.
This article considered the impact ofphase transitions of water on field development with various thermobaric parameters; the necessity of accounting of moisture content of gas in the calculation of the initial and current gas reserves, recovery factor is substantiated. The dynamic of the gas composition and gas recovery, taking into account the water vapor and without it shown in a real field example. Also considered the parameters of the field development of high-temperature gas reservoir with phase transitions of water.
Keywords: phase transitions of water, moisture content, water vapor, gas recovery, high-temperature fields, development indicators.
Явление абсорбции воды газами в докритической области для воды и её растворов (273,15-500 °С) было открыто за рубежом в первой половине ХХ в. экспериментальным путём при исследовании систем «газ-вода» [1-7]. В СССР были осуществлены переводы ряда зарубежных изданий [8 и др.], которые сыграли важную роль в подготовке специалистов зарождающейся газовой промышленности. Несколько позже в СССР также были осуществлены аналитические и экспериментальные исследования указанных систем [9-13], которые легли в основу дальнейших отечественных научных разработок.
Следует отметить, что в США после детального изучения влияния фазовых переходов воды на состав пластового газа, на величины начальных и текущих запасов газа и конденсата, на конечные газо- и кон-денсатоотдачу были даны рекомендации по непременному учёту фазовых переходов воды как при контроле за эксплуатацией газовых и газоконденсатных залежей, так и при проектировании их разработки. Отечественных работ, в которых рассматриваются указанные проблемы, мало. Отсутствуют публикации, посвящённые вопросам влияния фазовых переходов воды на конденсатоотдачу газоконденсатных залежей. Объясняется это прежде всего тем, что считается незначительным влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторожде-
ний из-за малого влагосодержания газов отечественных месторождений, обусловленного низкими пластовыми температурами. Однако наши предварительные оценки свидетельствуют о том, что даже для низкотемпературных залежей типа Ямбургского нефтега-зоконденсатного месторождения с огромными начальными запасами газа уже на стадии проектирования следует определять количество поступающих с добываемым газом конденсационных вод, объёмы которых могут быть значительными. Тем более следует учитывать фазовые переходы воды при разработке залежей с температурами выше 100 °С. К настоящему времени разведаны газовые и газоконден-сатные залежи на глубинах в пределах 5-8 км с высокими давлениями и температурами (табл. 1), проектирование разработки которых без учёта фазовых переходов воды приведёт к значительным ошибкам, что убедительно показано в данной работе.
Обращает на себя внимание очень высокое влагосодержание газа в некоторых газовых и газоконден-сатных месторождениях даже при начальных термобарических параметрах. Так, в газовых залежах Молв, Смит Лиз, Бенавадес содержание водяного пара находится в пределах от 7,63 до 12,3 об. %. В гипотетическом газовом месторождении с пластовой температурой 350 °С при давлении 140 МПа доля водяного пара достигнет 23,2 об. %.
В связи с тем, что большинство газовых и газо-конденсатных залежей разрабатывается при упруго-водонапорном режиме с изотермическим снижением пластового давления [14], сопровождавшемся возрастанием влагоёмкости газа, для компенсации дефицита парообразной влаги в пластовом газе происходит самопроизвольное испарение остаточной воды, причём количество испарившейся воды может быть значительным.
Влияние фазовых переходов воды на разработку залежей с умеренной температурой
В качестве примера принято практически выработанное газовое месторождение 99 с пластовой температурой 139 °С. В табл. 2 показана разница в составе газа за счёт отсутствия паров воды, которая увеличивается по мере снижения пластового давления и возрастания влагосодержания газа.
Динамика состава газа
Таблица 1
Влагосодержание газа при начальных термобарических параметрах в залежах
Месторождение, скважина Т, °С Р, МПа УВ W, об. %
Инглиш Байю 112 56,2 Г* 0,54
Лейк Артур 128 69,7 Г* 0,77
Лак 130 63 ГК 0,85
Русский хутор Северный 130 34,3 ГК 1,18
Мирненское 142 25,4 ГК 2,01
Малосса 155 104,6 ГК 1,39
Дип Лейк 167 64,8 Г* 2,2
Арун 178 49 ГК 3,26
Пиней Вудс 191 126,3 Г 2,84
Уэст Пиней Вудс 192 140 Г 2,8
Молв 220 51 Г* 7,63
Скважина 1 Смит Лиз 260 85 Г 10,9
Скважина 1 Бенавадес 291 140 Г 12,3
Гипотетическое 350 140 Г* 23,2
Примечание. Г - газовая залежь; Г* - залежь условно принята газовой; ГК - газоконденсатная залежь.
Таблица 2
99 без учёта и с учётом водяного пара
Компонент Скв. 22, 27.05.1966. Рпл = 25,0 МПа Скв. 110, 24.06.1971. Рпл = 20,3 МПа Скв. 109, 13.08.1971. Рпл = 19,8 МПа Скв. 110, 11.04.1975. Рпл = 9,4 МПа Скв. 66, 28.08.1982. Рпл = 4,6 МПа
Состав, об. % Состав, об. % Состав, об. % Состав, об. % Состав, об. %
без пара с паром без пара с паром без пара с паром без пара с паром без пара с паром
СН4 81,93 80,03 80,54 78,47 81,05 78,92 80,06 75,70 78,59 70,90
С2Н6 9,77 9,54 10,10 9,84 9,48 9,23 9,71 9,18 10,23 9,23
С3Н8 1,82 1,78 2,51 2,44 2,16 2,10 2,47 2,34 2,66 2,40
1С4Н10 0,31 0,30 0,41 0,40 0,40 0,39 0,41 0,39 0,44 0,40
ПС4Н10 0,36 0,35 0,40 0,39 0,42 0,41 0,44 0,42 0,46 0,41
iC5H12 0,16 0,16 0,16 0,16 0,18 0,18 0,17 0,16 0,13 0,12
иС5Н12 0,11 0,11 0,15 0,15 0,18 0,18 0,17 0,16 0,11 0,10
SC6H!4 0,50* 0,49* 0,18 0,18 0,29 0,28 0,17 0,16 0,07 0,06
С7Н16+В - - 0,45 0,44 0,29 0,28 0,48 0,45 0,10 0,09
n2 1,10 1,07 0,90 0,88 1,08 1,05 1,03 0,97 0,98 0,88
CO2 3,94 3,85 4,20 4,09 4,47 4,35 4,89 4,62 6,23 5,62
Н20(пар) - 2,32 2,56 2,63 5,45 9,79
с5+в, г/м3 36,23 35,66 38,41 37,90 39,32 38,33 41,08 38,58 15,42 13,90
Ошибка в определении С^В, % 1,57 - 1,33 - 2,52 - 6,09 - 9,86 -
Это приводит к ошибке в определении начального содержания высококипящих углеводородов в виде газоконденсата (С5+В) в сторону завышения, которая к августу 1982 г. достигла 9,86 %. В данном случае в целом завышались запасы пластового газа, так как в августе 1982 г. он на 9,86 % состоял из водяного пара, который принимался за углеводородную фракцию. По этому же месторождению наглядно видна разница в определении текущей и конечной газоот-
дачи залежей II и IV пластов (табл. 3). Как видно из приведенных данных, отсутствие учёта парообразной влаги приводит к значительному уменьшению газоотдачи по сравнению с достигнутой. По IV пласту разница составляет 3,72 %. При условных начальных запасах газа 100*109 м3 это составляет 3,72*109 м3. На завершающей стадии разработки месторождения такое количество газа добывают в течение многих лет.
Таблица 3
Газоотдача по газу сепарации и фактически достигнутая по II и IV пластам месторождения 99
Выполнено моделирование разработки газового месторождения с пластовой температурой 260 °С, равной температуре реальной газовой залежи Смит Лиз, с начальным пластовым давлением 85 МПа (табл. 4).
Влагосодержание W пластового газа рассчитывалось для гипотетической метановой залежи с помощью специально созданной программы, которая позволяет находить W в пределах температур от -40 до +350 °С, давлений - от 0,1 до 140 МПа и при изменении минерализации остаточной воды от 0 до 500 г/дм3. Динамика добычи пластового газа для всего периода разработки гипотетического газового месторождения рассчитана по темпу отбора газа, аналогичному темпу отбора газа от начальных геологических запасов, полученных по одному из полностью выработанных газоконденсатных месторождений Западного Предкавказья. Как видно из данных табл. 4, I период разработки, характеризующийся увеличением добычи газа, продолжается 4 года. Относительно стабильный отбор газа (II период разработки) наблюдается в течение 9 лет, с 4-го по 12-й г. В этот период максимальный отбор газа был достигнут на 5-м году разработки, равный 38,06х109 м3. Резкое падение добычи газа (III период разработки) происходит с 12-го по 21-й г., т.е. в течение 9 лет. Завершающий этап эксплуатации (IV период разработки) длится 10 лет.
Исключительно важные показатели разработки представлены в колонках 2-7 табл. 3. До начала разработки залежи пластовый газ содержит 10,2 об. % водяного пара, что в абсолютных величинах составляет 44,8 х 109 м3. Следует заметить, что в случае неучета в составе пластового газа водяного пара уже до начала разработки ошибка в определении начальных запасов газа сепарации составляет 10,2 %, потому что по принятой в нашей стране практике предполагается, что газонасыщенный поровый объём содержит «чистый» газ. По мере снижения пластового давления содержание водяного пара в пластовом газе будет возрастать и к 30-му году разработки достигнет 37,6 об. % (табл. 4, рис. 1).
Год Газоотдача, %
II пласт IV пласт
по газу сепарации по пластовому газу по газу сепарации по пластовому газу
1 0,02 0,02 0,05 0,05
2 1,77 1,80 0,85 0,86
3 10,54 10,78 1,42 1,51
4 24,63 25,24 2,41 2,51
5 40,50 41,58 4,42 4,58
6 52,92 54,42 15,80 16,26
7 61,21 63,03 29,30 30,18
8 66,95 69,02 40,90 42,10
9 70,60 72,88 50,52 52,13
10 73,04 75,48 57,97 59,96
11 74,67 77,26 63,75 66,06
12 75,75 78,40 67,80 70,35
13 76,85 79,59 71,15 73,92
14 77,72 80,54 74,25 77,25
15 78,60 81,50 76,31 79,48
16 79,30 82,27 77,89 81,19
17 79,86 82,88 78,90 82,29
18 80,28 83,35 79,60 83,05
19 80,55 83,64 80,11 83,61
20 80,74 83,86 80,48 84,02
21 80,92 84,05 80,76 84,33
22 81,05 84,20 81,03 84,63
23 81,16 84,31 81,28 84,90
24 81,25 84,42 81,49 85,13
25 1,32 84,49 81,66 85,32
26 81,36 84,54 81,80 85,47
27 81,39 84,57 81,89 85,58
28 81,42 84,61 81,98 85,68
29 81,45 84,64 82,07 85,77
30 81,47 84,67 82,17 85,87
31 81,48 84,68 82,24 85,95
32 81,49 84,68 82,28 86,00
Примечание. Указаны нарастающие величины газоотдачи.
Влияние фазовых переходов воды на разработку высокотемпературных залежей
0 20 40 60 80
dP. МП*
—-ras —- пар
Рис. 1. Динамика содержания газа-растворителя и водяного пара в зависимости от величины снижения пластового давления
Таблица 4
Динамика некоторых параметров разработки высокотемпературной газовой залежи с учётом фазовых переходов воды
Год раз-работ-ки Добыча пластового газа, млрд м3 Текущие запасы, млрд м3 Флюиды, % Пластовое давление, МПа Влагосодержание, г/м3* Испарение остаточной воды, млн м3 Поровый объем, млн м3
пластового газа газа-абсорбента водяного пара газ пар газонасыщенный водонасыщенный
0* 0** 440,0 395,2 44,8 89,8 10,2 85,00 76,2 - 884,2 378,9
1 2,095 437,9 393,2 44,7 89,8 10,2 84,60 76,3 0,085 884,3 378,9
2 12,92 425,0 381,0 44,0 89,6 10,4 82,10 77,6 0,514 884,8 378,3
3 24,79 400,2 357,3 42,9 89,3 10,7 77,31 80,3 1,08 885,9 377,3
4 37,71 362,5 320,7 41,8 88,5 11,5 70,02 86,2 2,16 888,0 375,1
5 38,06 324,4 284,4 40,0 87,7 12,3 62,67 92,2 1,95 890,0 373,2
6 31,78 292,6 254,4 38,2 86,9 13,1 56,53 97,7 1,62 891,6 371,5
7 30,71 261,9 225,6 36,4 86,1 13,9 50,60 103,9 1,61 893,2 369,9
8 28,98 232,9 198,3 34,7 85,1 14,9 45,00 111,4 1,74 895,0 368,2
9 30,73 202,2 169,8 32,4 84,0 16,0 39,06 120,0 1,74 896,7 366,4
10 32,13 170,1 140,6 29,5 82,7 17,3 32,86 129,6 1,64 898,3 364,8
11 30,73 139,4 111,8 27,5 80,3 19,7 26,92 147,7 2,53 900,9 362,3
12 27,24 112,1 85,8 26,3 76,5 23,5 21,66 175,6 3,13 904,0 359,2
13 12,57 99,5 74,2 25,3 74,6 25,4 19,23 190,4 1,47 905,5 357,7
14 7,683 91,9 66,8 25,1 72,7 27,3 17,75 204,1 1,26 906,7 356,4
15 6,286 85,6 60,9 24,6 71,2 28,8 16,53 215,4 0,969 907,7 355,5
16 4,190 81,4 57,1 24,2 70,2 29,8 15,72 223,0 0,612 908,3 354,8
17 3,492 77,9 54,0 23,8 69,4 30,6 15,05 229,2 0,484 908,8 354,4
18 2,095 75,8 52,1 23,7 68,8 31,2 14,64 233,6 0,333 909,1 354,0
19 1,984 73,8 50,1 23,7 67,9 32,1 14,26 240,3 0,495 909,6 353,5
20 1,861 72,0 48,2 23,7 67,1 32,9 13,90 246,6 0,457 910,1 353,1
21 1,397 70,6 46,9 23,7 66,4 33,6 13,63 251,4 0,336 910,4 352,7
22 1,346 69,2 45,5 23,7 65,8 34,2 13,37 256,0 0,317 910,7 352,4
23 1,182 68,0 44,4 23,6 65,3 34,7 13,14 260,0 0,276 911,0 352,1
24 1,048 67,0 43,4 23,6 64,8 35,2 12,94 263,5 0,236 911,2 351,9
25 1,397 65,6 42,1 23,5 64,2 35,8 12,67 268,3 0,312 911,5 351,6
26 1,048 64,5 41,1 23,4 63,7 36,3 12,47 271,8 0,228 911,8 351,4
27 0,698 63,8 40,4 23,4 63,4 36,6 12,33 274,3 0,158 911,9 351,2
28 1,048 62,8 39,5 23,3 62,9 37,1 12,13 277,8 0,221 912,2 351,0
29 0,698 62,1 38,8 23,3 62,6 37,4 11,99 280,3 0,153 912,3 350,8
30 0,440 61,6 38,4 23,2 62,4 37,6 11,91 281,7 0,087 912,4 350,7
* - влагосодержание пластового газа; ** - до начала разработки.
Интересна динамика поровых объёмов, занимаемых пластовым газом, состоящим из газа -носителя и паров воды, а также остаточной водой. Из-за испарения остаточной воды в количестве 28,203*106 м3, превратившейся в пар в объёме 37,679*109 м3, водонасыщенный поровый объём уменьшается на 31,8*106 м3, а газонасыщенный по-ровый объём, соответственно, увеличивается на ту же величину.
Следует помнить, что при разработке высокотемпературной газовой залежи с термобарическими параметрами залежи Смит Лиз с добываемым газом на поверхность поступит огромное количество конденсационных вод, содержащих большинство химических элементов таблицы Менделеева, включая высокотоксичные, поэтому уже на стадии проектирования разработки необходимо предусмотреть их закачку в подземные водоносные пласты.
В табл. 5 показана динамика газоотдачи высокотемпературного месторождения с учётом и без учёта водяного пара. Как и для залежи с повышенной температурой (см. табл. 3), в случае неучёта водяного пара величины текущей и конечной газоотдачи будут существенно занижены.
Таблица 5
Газоотдача по газу сепарации и пластовому газу по залежи Смит Лиз
залежи с пластовой температурой 350 °С система из парогазовой превращается в газопаровую, в которой содержание водяного пара превышает содержание газа абсорбента.
Год Газоотдача, %
по газу сепарации по пластовому газу
1 0,47 0,48
2 3,24 3,42
3 8,63 9,05
4 16,95 17,62
5 25,20 26,27
6 32,02 33,49
7 38,58 40,47
8 44,79 47,06
9 51,24 54,04
10 57,88 61,35
11 64,40 68,33
12 70,33 74,52
13 72,97 77,38
14 74,65 79,12
15 75,97 80,55
16 76,83 81,50
17 77,54 82,30
18 77,99 82,77
19 78,45 83,23
20 78,86 83,65
21 79,17 83,97
22 79,49 84,27
23 79,74 84,54
24 79,97 84,78
25 80,27 85,10
26 80,49 85,33
27 80,65 85,49
28 80,86 85,73
29 81,02 85,89
30 81,11 85,99
Примечание. Указаны нарастающие величины газоотдачи.
На рис. 2 показано возрастание содержания водяного пара в высокотемпературных газовых залежах от величин при начальных термобарических параметрах до значений, которые будут получены при 70-процентном отборе газа при газовом режиме разработки. Наглядно видно значительное возрастание присутствия водяного пара в залежах, причем для
Рис. 2. Повышение влагосодержания газа при снижении пластового давления в газовых месторождениях
Выводы
Пластовые газы всех газовых и газоконденсатных месторождений представлены парогазовыми или па-рогазоконденсатными смесями, содержание водяного пара в которых зависит от типа газа абсорбента (СН4, СО2, H2S, N и др.), термобарических параметров в залежи, минерализации остаточной воды. При этом влагосодержание в первую очередь зависит от температуры в залежи.
Фазовые переходы воды влияют на разработку любых газовых и газоконденсатных залежей, поэтому требуется учитывать влагосодержание при подсчёте начальных и текущих запасов газа, коэффициента газоотдачи. Для низкотемпературных месторождений с огромными начальными запасами газа типа Ямбург-ского фазовые превращения воды необходимо учитывать для определения объёмов конденсационных вод, поступающих на поверхность с добываемым газом. Для высокотемпературных месторождений требуются совершенно новые подходы в проектировании их разработки с учетом фазовых превращений воды.
Так как в основе учёта фазовых переходов воды в разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождениях лежит определение влагосодержания пластовых газовых систем, создана программа расчёта влагосодержания газа для давлений от 0,1 до 140 МПа, для температур от -40 до +350 °С и для минерализации остаточной воды от 0 до 500 г/дм3. Данная программа может быть использована для определения W во всех нефтегазодобывающих регионах России для любого компонентного состава газа.
Литература
1. Bartlett E.P. The Concentration of Water Vapor in Compressed Gases, I // Am. Chem. Sos. 1927. Vol. 49. P. 65.
2. Dodson C.R., Standing M.B. Pressure-volume-Temperature and Solubility Relations for Natural Gas Water Mixtures // API Drill. Prod. Practice. 1944. P. 173.
3. Brooks W.B., Gibbs G.B., McKetta JJr. Mutual Solubility of Light Hydrocarbon Water Systems // Petrol. Refiner. 1951. Vol. 30 (10). P. 118.
4. Culberson O.L., McKetta J.J. Jr. Vapor-Liquid Equilibrium Constants in Methane-Water and Ethane-Water Systems // Trans. AIME. 1951. Vol. 192. P. 297.
5. Brickell W.F. Determination of Water Vapor In Natural Gas by Direct Chemical Method // Petrol. Engr. 1952. Vol. 24 (12); D58.
6. Kobayashi R., Katz D.L. Vapor-Liquid Equilibrium for Binary Hydrocarbon-Water Systems // Ind. Eng. Chem. 1953. Vol. 45. P. 440.
7. Brooks W.B., Haughn J.E., McKetta JJr. The I-Butane-Water System in the Vapor and Three-Phase regions // Petrol. Refiner. 1955. Vol. 34 (8). P. 129.
8. Катц Д.Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М., 1965. 676 с.
9. Гриценко А.И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей // Газовое дело. 1964. № 4. С. 3 - 11.
10. Султанов Р.Г., Скрипка В.Г., Намиот А.Ю. Влагосо-держание метана при высоких температурах и давлениях // Газовая промышленность. 1971. № 4. С. 6 - 8.
11. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М., 1976. 183 с.
12. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., 1979.
13. Степанова Г.С., Качалов О.Б., Критская С.Л. Методы определения фазовых переходов пластовых смесей // Газовая промышленность. 1975. № 10. С. 30 - 33.
14. Петренко В.И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ. М., 2003. 511 с.
Поступила в редакцию_16 мая 2014 г.
