CC BY
28
ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
М.Т.Абасов, З.Я.Аббасов, Г.И.Джалалов, Х.А.Фейзуллаев,
Н.Н.Гамидов, В.Г.Рзаева (ИПГ НГМ НАН Азербайджана)
Известно, что большинство как отечественных, так и зарубежных газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений разрабатываются без поддержания пластового давления на режиме истощения естественной энергии пласта. Практика разработки газоконденсатных месторождений на режиме истощения показывает, что снижение пластового давления ниже давления начала конденсации приводит к выпадению ретроградного конденсата в пласте и призабойной зоне скважины (Абасов М.Т., Гасанов Ф.Г., 1963; Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г., 1989; Гриценко А.И., Тер-Сарки-сов Р.М. и др., 1997; Cook, Alton B., Jonson et al., 1967; [2, 3, 5]). Последнее ухудшает фазовую проницаемость по газу и, следовательно, уменьшает производительность добывающих скважин.
Известны методы (Митлин В.С., 1986; Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. и др., 1997; Тер-Саркисов Р.М., По-дюк В.Г., Николаев В.А., 1998; [2, 3]) увеличения производительности добывающих газоконденсатных скважин путем воздействия, в том числе и циклического (Abasov M.T., Abbasov Z.Y., Abasov Sh.D., Gamidov N.N., 1998), на их призабойную зону “сухими" или обогащенными УВ-газами, а также неуглеводородосодержащими газами. Физической основой этих методов является испарение жидкого в пластовых условиях конденсата газами различного состава.
Всестороннее изучение этого вопроса, как правило, осуществляется или на бомбе pVT, или аналитическими способами с использованием различных уравнений состояния.
В работе (Abasov M.T., Abbasov Z.Y., Abasov Sh.D., Gamidov N.N., 1998) на бомбе pVT впервые для условий глубокозалегающего газоконденсатного месторождения исследован процесс испарения конденсата путем воздействия на него “сухим" УВ-газом с учетом влияния физико-химических свойств газоконденсатной смеси: температуры, давления, числа контактов жидких и газовых фаз, плотности конденсата. При этом установлено, что:
в интервале плотности конденсата 740-810 кг/м3 количество испарившегося конденсата с ростом его плотности параболически уменьшается;
с ростом температуры в интервале 60-120 оС количество испарившегося конденсата возрастает от 19,0 до 25,4 %.
Было изучено также влияние неуглеводородных газов в составе “сухого" газа на его испаряющую способность. Для этой цели в составе “сухого" газа содержание азота изменялось до 100 % (Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Гамидов Н.Н., 1999).
Установлено, что с ростом процентного содержания азота в составе “сухого" газа количество испарившегося конденсата уменьшается. Так, при молярной доле азота 20 и 100 % количество испарившегося конденсата составляет соответственно 22,0 и 2,5 %. Это свидетельствует о том, что до 20 % азота в составе “сухого" УВ-газа почти не ухудшает его испаряющую способность.
Изучалось также влияние процентного содержания углекислого газа в интервале 10-30 % в составе “сухого" газа на испаряющую способность системы (Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Гамидов Н.Н., 2001). Показано, что с ростом содержания углекислого газа в системе количество испарившегося конденсата возрастает и при его молярной доле около 30 % это количество составляет 37,7 %.
Таким образом, проведенные исследования в рУТ-сосуде показали, что при неоднократном воздействии на жидкий конденсат различными газами можно добыть определенную его часть.
В последнее время развиваются математические методы моделирования для предварительной оценки эффективности обработки призабойной зоны газоконденсатных скважин различными газами. Подробный анализ этих методов представлен в работе [4].
В данной статье предлагается своеобразный расчетный метод на базе бинарной модели газоконденсатной смеси (Абасов М.Т., Гасанов Ф.Г., 1963; Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г., 1989) с обеспечением этой модели
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32003
исходной промысловой и экспериментальной информацией для условий этих залежей.
На основании термодинамических исследований в бомбе рУТ определяются вязкость, молекулярная масса, плотность фаз, газонасыщенность в зависимости от давления. Проводятся также и специальные экспериментальные исследования по изучению испаряемости жидкого в пластовых условиях конденсата в присутствии “сухого" УВ-газа при изменяющихся значениях давления и состава смесей. Такой подход обусловливает приемлемую точность расчетов и дает возможность определять необходимый объем закачиваемого газа, время для обеспечения испарения данного количества конденсата и провести расчет притока системы к скважине при изменяющихся условиях.
Бинарная модель фильтрации газоконденсатной смеси (Абасов М.Т., Гасанов Ф.Г., 1963; Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г., 1989):
V-! К^г(р к)Рр [1 - С (p)j(pWp + к^(р к)5 к( р) у Л =
Ц г( pH Р)Р а
Ц k( Р)М Р)
Э t
m
(1 - с (РЖ p)]+p ‘s ‘(Р)
а к( Р)
S
+£,QM(t)§(x - xi)5(y - У1),
i=1
k^(Pk) Vp+ kFT(Pk)pPC(p\p,
Ц k( P^k( Р) Ц г( P)z( Р)Р
d
(1)
ch
m
a k( Р)
+(1 _P k)
Z( Р)Р a
S
Qk1(t)S(x - x 1)% - У1)
(2)
решается при следующих начальных и граничных условиях:
Р (x, y, t)| t^ = рД x, у),
Р k(x, У, t)| t=Г1 =р k1(x, y,), (x, y) е D,
Р (x, y, t)| ^ = р 2 (x, y),
Рk(x,У, t)|t=Г2 =рk2(x,y,), (x,y) е D,
д Р (x, y, t)
Э n
= 0, (x, y) eQ,
(3)
(4)
(5)
Q, 1(t) =
Qf 1(t) л
где
(^ = г,к);
V — оператор Гамильтона; р — давление; к — проницаемость; Гг и Гк — относительная фазовая проницаемость соответственно для газовой и жидкой фаз; рк— конден-сатонасыщенность; С(р) — содержание конденсата в газовой фазе; у(р) — отношение удельных весов конденсата в жидкой и газовой фазах при нормальных условиях; 5 к — количество растворенного в жидкости газа; ак (р) — объемный коэффициент жидкой фазы; т — пористость; t — время; ратм — атмосферное давление; 5 — функция Дирака; 5 — число скважин; Т1 и 72 — соответственно время начала разработки и завершения закачки “сухого" газа; р1(х, у), рг(х, у) — распределение давления в пласте соответственно до начала разработки и после обработки скважин; рк(х, у), рк2 (х, у) — распределение конденсатонасыщенности пласта соответственно до начала разработки и после обработки скважин; й — область фильтрации;О — граница области фильтрации; п — внешняя нормаль к границе; р, г(р) — коэффициенты соответственно температурной поправки и сжимаемости для газовой фазы; цг(р), цк(р) — вязкость соответственно газовой и жидкой фаз; Ог1(/) и Ок1(0 — соответственно дебиты по газу и конденсату; л — мощность пласта.
Показатели процесса истощения газоконденсатной залежи перед закачкой “сухого" газа вычисляются решением уравнений (1) и (2) при условиях (3) и (5), после закачки заданного объема “сухого" газа в скважину и установления термодинамического равновесия технологические параметры, такие как дебиты газа и конденсата, изменение насыщенности пористой среды и распределение давления в процессе отбора, определяются решением тех же уравнений, но при условиях (4) и (5).
Искомыми функциями в рассматриваемой математической модели (1)-(5) являются давление р(х, у, $ и конденсатонасыщенность рк(х, у, на основе которых
определяется количество извлекаемого конденсата и газа при соответствующих депрессиях. Для численной реализации задачи (1)-(5) использованы схемы под названием “явная по насыщенности и неявная по давлению", которые подробно изложены в работах (Абасов М.Т., Расулов М.А., Фейзуллаев Х.А., 1990; [1]). Для обеспечения расчетов по вышеописанному методу необходимо иметь функции относительных фазовых проницаемостей газа и конденсата.
Ниже по указанной в работе [4] методике приводятся результаты расчетов для одного изолированного блока глубокозалегающего газоконденсатного место-
OIL AND GAS GEOLOGY, 32003
рождения Булла-дениз, по которому имеется достаточная информация по технологическим показателям разработки, а также термодинамическим и физико-химическим свойствам флюидов.
Исследуемый блок месторождения Булла-дениз разрабатывался 10 скважинами начиная с 1975 г. В настоящее время в эксплуатации находятся три скважины (39, 46, 73). На примере скв. 46 показано, что за период эксплуатации ее дебит по сравнению с начальным снизился более чем на 80 % по газу и 95 % по конденсату и составил 210,4 тыс. м3 газа и 12 т конденсата. Аналогичная картина наблюдается и по остальным скважинам.
Изучение процессов распределения конденсатона-сыщенности в пласте и накопления конденсата в призабойной зоне скв. 46 проводилось по расчетам с адаптацией гидродинамической модели к реальным условиям разработки выбранного блока месторождения Булла-дениз. При этом в качестве основных показателей идентификации были выбраны средневзвешенные значения пластового давления и годовые отборы конденсата. При моделировании всех процессов, связанных с разработкой газоконденсатной залежи на истощение до и после обработки призабойной зоны скважины (Абасов М.Т., Расулов М.А., Фейзуллаев Х.А., 1990; [1]), принята неравномерная сеточная аппроксимация по координатам. Такое построение сетки позволяло достаточно детально исследовать призабойную зону пласта. На рис. 1 и 2 приведены соответственно функции относительных фазовых проницаемостей, расчетные и фактические значения средневзвешенных пластовых давлений и годовых отборов конденсата.
На рис. 3 приведена картина распределения давления и конденсатонасыщенности в зоне скв. 46 в процессе разработки. Расчеты показывают, что до вступления скважины в эксплуатацию (1980 г.), т.е. за 5-6 лет разработки рассматриваемого блока другими скважинами, в области ее расположения конденсатонасыщенность составляла 14 %.
Указанные исследования позволили определиться в размерах призабойной зоны и количестве выпавшего там конденсата, а также в значении среднего давления призабойной зоны скважины до закачки “сухого" газа. Ниже приводятся результаты расчетов для варианта, когда среднее давление в призабойной зоне скважины после закачки “сухого" газа будет несколько ниже динамического пластового давления в этой зоне и только для одного цикла закачки. С этой целью устанавливается количество закачиваемого “сухого" газа и для нового состава смеси проводятся специальные экспериментальные исследования по изучению испарения конденсата и обычные термодинамические рУТ-исследования.
Рис. 1. КРИВЫЕ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПО ГАЗУ (1) И КОНДЕНСАТУ (2)
Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ И РАСЧЕТНЫХ СРЕДНЕПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ДОБЫЧИ КОНДЕНСАТА ПО ВРЕМЕНИ РАЗРАБОТКИ
1 - давление: а - расчетное, б - фактическое; 2 - добыча конденсата: а - расчетная, б - фактическая
Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ (1)
И КОНДЕНСАТОНАСЫЩЕННОСТИ (2) В ЗОНЕ скв. 46 В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
После закачки этого количества газа и соответствующей выдержки скважина пускается в эксплуатацию при депрессии, близкой к ее значению до закачки. Расчеты по изменению производительности скважины проводились в соответствии с алгоритмом [4].
Ч50к-
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32003 -
На рис. 4 показана динамика дебитов газа и конденсата во времени до падения их количеств до значений, соответствующих времени до закачки “сухого" газа. И срок этот составляет 390 сут. При этом начальный дебит скважины по газу увеличился примерно на 48 %, а по конденсату — 72 %; получено за это время дополнительно 1350 т конденсата и 11,4 млн м3 газа.
Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ ДЕБИТА ГАЗА (1) И КОНДЕНСАТА (2) ПОСЛЕ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ скв. 46 “СУХИМ” ГАЗОМ ПО ВРЕМЕНИ
В целях использования неуглеводородных газов в составе “сухого" газа для обработки призабойной зоны газоконденсатной скважины нами экспериментальным
путем на бомбе рУТ изучен механизм влияния неуглеводородных газов на фазовое поведение УВ-конденсатов (Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Гамидов Н.Н., 1999; 2001). При этом установлено то оптимальное содержание неуглеводородных газов в составе “сухого" газа, при котором он почти не изменяет свою испаряющую способность, а в некоторых случаях даже ее улучшает (для случая углекислого газа). Расчеты проведены на примере скв. 46 месторождения Булла-дениз с использованием алгоритма [4].
В расчетах содержание азота в составе “сухого" газа было принято около 22 % согласно термодинамическим экспериментам (Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Гамидов Н.Н., 1999), где показано, что добавление в “сухой" газ азота в количестве около 22 % не влияет существенно на его испаряющую способность, а содержание углекислого газа согласно исследованиям (Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Гамидов Н.Н., 2001) принималось равным 30 % .
С использованием алгоритма [4] были рассчитаны показатели обработки призабойной зоны скважин “сухим" газом, содержащим азот и углекислый газ в указанных выше соотношениях. Результаты расчетов представлены в таблице, из которой видно, что применение неуглеводородных газов в составе “сухого" газа может быть эффективно использовано для повышения производительности добывающих скважин.
Результаты обработки призабойной зоны скв. 46 газами различного состава
Дебит скважины Предполагаемая добыча без обработки Дополнительная суммарная добыча после обработки
Состав закачиваемого газа Объем закачки, до обработки после обработки
млнм3 по конденсату, т/сут по газу, тыс.м3/сут по конденсату, т/сут по газу, тыс.м3/сут по конденсату, т по газу, тыс. м3 по конденсату, т по газу, тыс. м3
- - 12,0 210,4 — — 4бВ0 В205б — —
“Сухой” газ 3,6 — — 15,54 239,3 — — 1378,9 11300
“Сухой” газ с добавлением азота 3,6,в том числе “сухой" газ — 2,81,N2-0,79 — — 14,83 240,4 — — 104б,7 11100
“Сухой” газ с добавлением углекислого газа 3,6,в том числе “сухой" газ -2,52, С02 — 1,08 15,77 23б,2 15бб,0 10700
OIL AND GAS GEOLOGY, 3‘2003
Выводы
1. Разработан приближенный подход к математическому моделированию процесса обработки призабойной зоны скважины и исследован процесс повышения производительности газоконденсатной скважины глубокозалегающей залежи Азербайджана Булла-де-низ путем обработки ее призабойной зоны “сухим" газом, высокая эффективность которого установлена даже для завершающей стадии разработки. При этом для данных условий, кроме исследования упоминаемого процесса, выявлены закономерности накопления ретроградного конденсата и распределение давления в призабойной зоне скважины во времени.
2. Впервые выполнено моделирование и изучен процесс обработки призабойной зоны газоконденсатной скважины “сухим" УВ-газом, содержащим в различных соотношениях азот или углекислый газ, что позволило увеличить возможности применения метода обработки ее призабойной зоны.
3. На примере скв. 46 У блока месторождения Бул-ла-дениз проведены расчеты показателей обработки ее призабойной зоны и показано, что применение “сухого" газа позволяет увеличить дебит скважины и получить дополнительно:
с добавлением в “сухой" газ 22 % азота 1046,7 т конденсата и 11,1 млн м3 газа;
с добавлением в “сухой" газ 30 % углекислого газа 1566 т конденсата и 10,7 млн м3 газа.
Литература
1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. — М.: Недра, 1982.
2. Гриценко А.И., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1995.
3. Движение углеводородных смесей в пористой среде / В.А.Николаевский, Э.А.Бондарев, М.И.Миркин и др. — М.: Недра, 1968.
4. Моделирование процесса извлечения конденсата
S w w U П
из призабойной зоны скважины сухим углеводородным газом / М.Т.Абасов, З.Я.Аббасов, Г.И.Джалалов и др. // Изв. АН Азерб. Сер. наук о Земле, 1999.
5. Jacoby R.H., Koeller R.C., Berry V.J. Effect of composition and temperature of phase behavior and depletion performance of rich Gas-Condensate systems // Petr. Tech. — 1955. — Vol. 11, № 7.
© Коллектив авторов, 2003
The article generalizes the results of mathematic modelling of the process of bottom-hole zone treatment of gas-condensate well by “dry”gas and for the first time by gases containing nitrogen and carbon dioxide under conditions of deeply located gas-condensate reservoir. Results of bottom-hole treatment by 46 gases of different composition are given.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32003
