Рекомендации по экспресс-оценке технологических коэффициентов извлечения газа, конденсата для месторождений на стадии разведки и пробной эксплуатации Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.279

Рекомендации по экспресс-оценке технологических коэффициентов извлечения газа, конденсата для месторождений на стадии разведки и пробной эксплуатации

С.Г. Солдатов1, И.Ю. Левинский1*, Р.Ф. Шарафутдинов1, А.С. Гушинец1, Е.Ф. Лычева1

1 ООО «Газпром геологоразведка», Российская Федерация, 625000, г. Тюмень, ул. Герцена, д. 70 * E-mail: i.levinskiy@ggr.gazprom.ru

Тезисы. Согласно Временным методическим рекомендациям по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденным распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 № 12-р, для месторождений, находящихся в разведке, геологические запасы (категорий С1 и С2) утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов. При этом извлекаемые запасы углеводородного сырья и, соответственно, коэффициенты извлечения газа (КИГ), конденсата (КИК) утверждаются в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в период пробной эксплуатации (ППЭ) месторождений (залежей), на основе экспертных оценок одним из упрощенных статистических способов: эмпирическим, покоэффициентным методами либо методом аналогий. Рассчитанные при помощи гидродинамических моделей КИГ и КИК не являются приоритетными, а рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования в рамках ППЭ.

В этой связи разработаны рекомендации по экспресс-оценке технологических КИГ и КИК для разведываемых газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, с целью чего проведен обзор основных существующих моделей прогнозирования процессов разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, выполнен анализ материалов лабораторных исследований образцов керна Западной, Восточной Сибири, а также подготовлены исходные данные, сформирован методический подход к оценке технологических коэффициентов извлечения углеводородов для разведываемых месторождений.

Ключевые слова:

коэффициент

извлечения газа,

коэффициент

извлечения

конденсата,

газосборная сеть,

пробная

эксплуатация,

углеводородное

сырье.

С введением в действие новой Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов впервые появилась возможность утверждать и ставить на государственный баланс обоснованные величины коэффициентов извлечения газа (КИГ) и газового конденсата (КИК). Вместе с тем методическая основа обоснования коэффициентов извлечения на данный момент недостаточно проработана, особенно для месторождений, находящихся на стадии разведки. Согласно действующим методическим рекомендациям1 КИГ и КИК в отношении месторождений, находящихся на стадии разведки, должны утверждаться на основе экспертных оценок одним из упрощенных способов - эмпирическим методом, покоэффициентным методом или методом аналогий.

Применение метода аналогий для оценки технологических КИГ и КИК на сегодняшний день невозможно, поскольку до 2016 г. коэффициенты извлечений в проектных документах принимались при условии достижения конечным пластовым давлением значения 1 атм. Новые правила проектирования предусматривают определение КИГ и КИК исходя из технологических ограничений в работе скважин давлением забрасывания.

Покоэффициентный метод расчета коэффициентов извлечения применяется только для нефтяных залежей, а для газовых и газоконденсатных он неприемлем. В этой связи разработка методики оценки технологических КИГ и КИК для разведываемых месторождений является актуальным вопросом.

1 См. Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья / утв. распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 № 12-р.

Методика определения извлекаемых запасов газа

На рис. 1 схематично отображены основные элементы процесса расчета конечных технологических КИГ и КИК. Экспресс-оценка состоит из пяти основных этапов.

Этап 1 (см. рис. 1). В настоящее время для разрабатываемых месторождений используются несколько типовых схем подготовки пластового газа: с применением низкотемпературной сепарации; абсорбционная; адсорбционная. При использовании низкотемпературной сепа-рационной установки подготовки газа давление на выходе из нее в среднем на 3 МПа ниже входного (-Р^пг). В адсорбционных и абсорбционных установках давление снижается гораздо меньше - приблизительно на 0,4 МПа.

Для оценки освоения месторождения предлагается упрощенная схема обустройства газового (газоконденсатного) месторождения (рис. 2). Газ или газоконденсатная смесь с кустов подается по шлейфам ГСС на мощности для подготовки газа, которые включают две очереди дожимной компрессорной станции (ДКС),

УКПГ, а также ДКС, обеспечивающую подачу газа в межпромысловый коллектор (МПК).

Алгоритм обоснования давления на входе в УКПГ приведен на рис. 3, расчет самого давления производится в соответствии с формулой

Р

рвход _ ^ МПК 'V [[ [ г

(1)

где 4 - общая степень сжатия, которая на завершающей стадии разработки месторождений для типовых схем подготовки как сухого, так и конденсатосодержащего газа с учетом потерь давления при подготовке газа в среднем составляет 4,8.

При наличии в районе рассматриваемого объекта разрабатываемых месторождений рекомендуется минимальные входные давления на УКПГ принимать исходя из действующих ограничений в данном районе и применять индивидуальный вариант подготовки газа (см. левую ветвь на рис. 3). Индивидуальный вариант подготовки газа, кроме того, возможен при близком расположении потребителя газа

С Начало расчета Л

(^Окончание расчетаЛ

Рис. 1. Блок-схема расчета КИГ и КИК: УКПГ - установка комплексной подготовки газа; ГСС - газосборная сеть (внутрипромысловая)

Рис. 2. Упрощенная схема обустройства газового (газоконденсатного) месторождения

^1щ.гсс - протяженность шлейфа ГСС; Р,

устьевое, забойное, в межпромысловом коллекторе

пл> Руст, Рзаб, РМПК - давление соответственно пластовое,

и отсутствии необходимости дальнего транспорта газа. В первом приближении начальный направляющий дебит Q1 (см. рис. 1) принимается произвольно.

Этап 2 (см. рис. 1). Для оценки перепада давления по ГСС следует определить необходимое число скважин п в одном эксплуатационном кусте (в общем случае можно принять п = 5).

Далее средняя протяженность шлейфа куста ГСС находится с помощью формулы

S„

2 nN

м,

где £газ - площадь газоносности, м2; N - количество необходимых УКПГ, ед. При этом зна-

чение L„

ркон _ рвход . "'уст -'УКПГ ^

Ъ dp, t1' dl,

(3)

dp.

(2)

где —- - перепад давления на i -м участке шлейфа ГСС, Па/м; I, - длина i-го участка шлейфа ГСС, м; N - количество участков шлейфа ГСС.

dp = f Ргаз vL .гее, + 9 р (4)

AI 33 Т

dli 20шл.ГСС Апл.ГСС

где ргаз - абсолютная плотность газа, кг/м3; ^т.гСС - скорость газа на i-м участке шлейфа ГСС, м/с; ^шлГСС - проходной диаметр трубы шлейфа ГСС, м; H - средний перепад высот

рассчитывается исходя из условия

равномерного расположения кустовых площадок на площади газоносности месторождения. Рекомендуется ¿шл гсс < 10 км. При превышении этого значения необходимо предусмотреть дополнительную УКПГ, что позволит уменьшить Ь ггг.

шл. ЮС

Исходя из принятого на предыдущем этапе начального направляющего дебита Qгаз = Qk (см. рис. 1), в первом приближении находят потери давления в шлейфах ГСС и значение конечного устьевого давления Ру™н. При этом потери давления находят для всей протяженности шлейфа путем интегрирования по длине шлейфа:

С Начало расчета J

Расчет исходя из особенностей \Да

расположения потребителя ^ = 4,8

1

Задание £, Расчет по формуле (1)

т

(^Окончание расчета^)

Рис. 3. Блок-схема расчета минимального давления на входе шлейфов ГСС в УКПГ

между кустовой площадкой и точкой входа шлейфа ГСС в УКПГ, м.

Коэффициент трения / находят итерационно:

1 1+1

1,74 -

( \

2е 18,7

+

й...

Яе =

Ргаз^шл.ГСС, йшл.ГСС

в

86400 В

й2

4

гидростатической составляющей производится расчет потерь давления в лифтовых трубах скважины и значения Рзаб (рис. 4). Расчеты выполняются по формулам

(5)

р = ркон ,

заб усг

где е - коэффициент шероховатости трубы, м; Яе - число Рейнольдса. В первом приближении принимаем / = 0,001.

Ф,

^ 1НКТ, ,=1

I Ргаз кг,

1+1

(6)

2й„

1,74 - 2log

Ф,-

+ 9,81рг.

Г 2е 18,7 Л

+

й„

где Цшл ГСс, - динамическая вязкость газа на , -м участке шлейфа ГСС, Пас.

Яе =

Ргаз^КТ , йНКТ

М"НКТ, бскв

(7)

86400 В

й2

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

где 0скв - дебит газа одной скважины в поверхностных условиях, тыс. м3/сут; Вгаз - объемный коэффициент газа, м3/м3.

Для построения кривых градиента давления рекомендуется е = 0,46 мкм [1]. Стоит отметить, что значение йшл ГСС подбирается путем последовательного расчета и изменения

в случае выхода значения ушлТСС из диапазона 2...6 м/с.

Этап 3 (см. рис. 1). Аналогично предыдущему этапу на данном шаге с учетом

где

др,

- перепад давления на -м участке

НКТ, Па/м; йНКТ - внутренний диаметр НКТ, м; ункт, - скорость газа на ,-м участке НКТ, м/с; ^нкт - длина , -го участка НКТ, м; цнкт - динамическая вязкость газа на -м участке НКТ, Пас.

Распределение температуры в стволе скважины, необходимое для определения свойств

V

V

4

Г Начало расчета у

(Окончание расчета^)

Рис. 4. Блок-схема расчета потерь давления в системе «устье - забой» скважины

газа, с достаточно точным для практики приближением можно аппроксимировать линейной функцией2

Т - Т

гр _ гр ПЛ У 7"

Тх - Тпл ^

(13)

где Ту - температура либо на устье скважины, либо нейтрального слоя, К; Тпл - пластовая температура, К; Ьх - расстояние от забоя скважины до той точки ствола скважины, в которой вычисляется значение температуры Тх, м; ¿НКТ - расстояние от забоя скважины до ее устья (принимается равным глубине вертикальной скважины), м.

Расчет критического значения дебита при экспресс-оценке конечных КИГ и КИК предлагается осуществлять по методике [2], согласно которой минимальный необходимый (допустимый) в поверхностных условиях суточный дебит скважины Qmin вычисляется исходя из следующей эмпирической зависимости:

еш1П = 0,0602^

Р Т

1 заб у

тыс. м3/сут,

(14)

I _ ОТНТ 7 ' ] г газ пл

где Рзаб, кгс/см2; р°™ - относительная плотность газа по воздуху; 2 - коэффициент сверхсжимаемости; dскв - внутренний диаметр скважины, см.

Этап 4 (см. рис. 1). Приток пластового флюида для газовых и газоконденсатных залежей зачастую характеризуется отклонением от линейного закона Дарси. В инженерной практике для учета указанных отклонений в уравнение притока вносят поправочные коэффициенты (скин-фактор) и Б, сут/м3, учитывающий нелинейное отклонение от закона Дарси (Б-фактор). Ввод в «классическое» уравнение притока к забою газовой скважины Б-фактора обусловливает необходимость модификации уравнения:

Qcъ

(Р Р 2

%К нЭф I ¿л^

*Кпр,аз Н пл ^

т

1п

^к/п.С

- 0,75 + 5 + 864ООБ0С1

Р Т

СТ.у ПЛ

(15)

где Ц - средняя динамическая вязкость газа, Па с; 2 - средний коэффициент сверхсжимаемости газа; Кпр.газ - фазовая проницаемость по газу, м2; Нф - эффективная мощность пласта, м; ^к/пскв - радиус контура питания скважины, м; гскв - радиус скважины, м; Тст.у - температура, соответствующая стандартным условиям, К; Рст.у - давление, соответствующее стандартным условиям, Па; Рпл, Па; Рзаб, Па.

Решая уравнение относительно 0скв, получаем:

1п

Qcкв

■^к/п.С

- 0,75 + 5

[(1п "^к/п.скв V Гскв - 0,75 + 5

а

+ 4

86400Б

а

.86400Б

(16)

где а = пК Нэф

^ пр.газ пл

2 Л

Р Р

пл___заб

р2 р2

Т

Р Т

/ ст.у пл

При этом ^к/пскв принимается равным половине расстояния между двумя ближайшими скважинами, а факторы 5 и Б могут быть определены в результате газодинамических исследований (ГДИ) - приняты по месторождениям-аналогам.

а

2 См. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных

скважин: в 2 ч. - М.: Газпром экспо, 2010.

При отсутствии данных ГДИ оценку ожидаемого ^-фактора возможно производить исходя из следующей корреляционной зависимости [3, 4]:

K 0отн

D = 2,1955-10-4 р Ц""™ ;

H™ ГжвН-

где 2,1955-10-4 - переводной коэффициент; в = 1,82-108(1015Кпр.газ)-5'4(т)-3'4 - коэффициент отклонения потока от закона Дарси, см-1; m -пористость, д.ед.

При наличии данных ГДИ на стационарных режимах фильтрации по рассматриваемому месторождению или месторождениям-аналогам с близкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и эффективными газонасыщенными толщинами считается допусти-мым2 использовать для определения дебита работающей скважины формулу

- a

Qra3

2b

рКОН P

-*тгтг СТ

Q = Q

-г^извл. газ -г^зг

онач О ^зап.газ > Рпл___ст.у

zr z„„

киг =

Qn:

Q,

Извлекаемые запасы конденсата ®швл.конд) находятся путем численного интегрирования кривой потенциального содержания конденсата относительно пластового давления:

(17) QmBJI. ковд =] Q

Рпл -dPnn извл.газ пл

л dP

(21)

PT

P -dP PCIV

пл пл СТ-У

где QP

рнач p

тттт СТ

-йал.™ - 0бъеМ И3"

Z™ Z„.

влеченного газа при снижении пластового давления на величину dРпл, м3; 1Р - коэффициент сверхсжимаемости при давлении, равном Рпл - dРпл; ПСп5л+-аРпл - потенциальное содержание конденсата в газе, г'м3, при давлении, равном Рпл - dРпл.

Технологический коэффициент извлечения конденсата

(18)

КИК =

Qig

где а - линейный фильтрационный коэффициент двучленной формулы притока, МПа2'тыс. м3'сут; Ь - квадратичный фильтрационный коэффициент двучленной формулы притока, МПа2'(тыс. м3'сут)2.

С использованием формул (16) или (18) итерационно вычисляется конечное значение пластового давления Рпклон до достижения условия йшп ~ ^кв.

Согласно блок-схеме, представленной на рис. 1, с учетом полученного значения Qскв уточняются потери давления по шлейфам ГСС и значения Ру, Рзаб, Qшiп либо происходит переход на этап 5.

Этап 5 (см. рис. 1). Исходя из значения Р™н рассчитывают извлекаемые запасы газа Qизвл.газ, млрд м3, и конечный (технологический) КИГ:

Q3a

(22)

(19)

где Qзап.газ - объем геологических запасов газа, млрд м3; Р™ - начальное пластовое давление, МПа; 2ст.у, 2™, 2™н - коэффициенты сверхсжимаемости газа в стандартных условиях, при Рпнлач и при Рпклон соответственно;

где Qзап.KDHД - объем геологических запасов конденсата.

При этом данные о составе пластового газа, его потенциальном содержании предлагается получать путем комплексных РУТ3-исследований, в то же время при отсутствии информации о составе пластового флюида возможно использование данных о составе пластового газа на месторождениях-аналогах.

В основу разработанной методики оценки технологических коэффициентов извлечения газа и конденсата из месторождений, находящихся на стадии разведки, положены общеизвестные в инженерной практике упрощенные принципы проектирования разработки газовых и газоконденсатных объектов. Предложенный алгоритм позволяет выполнить экспресс-оценку технологических КИГ и КИК в условиях минимального объема исходных данных, характерного для стадий открытия и разведки месторождений.

(20)

3 PVT - акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура).

* * *

Список литературы

1. Джеймс П.Б. Многофазный поток в скважинах / П.Б. Джеймс, Х. Мукерджи. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006.

2. Ахмедов Б.Г. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки: обз. /

Б.Г. Ахмедов, С.Н. Бузинов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1980. - Вып. 10. - 37 с.

3. Ahmed T. Advanced reservoir engineering /

T. Ahmed, P.D. McKinney. - Gulf Publishing Co., 2005. - 415 c.

4. Janicek J.D. Applications of unsteady state gas flow calculations / J.D. Janicek, D.L. Katz. -Ann Arbor, MI, USA: University of Michigan, 1955. - 43 c.

Recommendations for express evaluation of the technological gas recovery

and condensate recovery factors for fields at the stage of exploration and trial operation

S.G. Soldatov1, I.Yu. Levinskiy1*, R.F. Sharafutdinov1, A.S. Grushinets1, Ye.F. Lycheva1

1 Gazprom Geologorazvedka LLC, Bld. 70, Gertsena street, Tyumen, 625000, Russian Federation * E-mail: i.levinskiy@ggr.gazprom.ru

Abstract. According to the «Temporary methodological recommendations for the preparation of technical projects for the development of hydrocarbon deposits» approved by the order of the Ministry of Natural Resources of Russia № 12-p on May 18, 2016, geological reserves (categories C1 and C2) for explored fields are to be approved on the basis of the state expertise of operational changes of the state of reserves. In contrast, the recoverable hydrocarbon reserves, and correspondingly gas recovery and condensate recovery factors should be approved in terms of a feasibility study according to the recommended option of field development, determined during a period of trial field operation, on the basis of expert assessments and by means of the simplified statistical methods for determining recovery factors, namely: empirical, coefficient and analogue ones. Recovery factors calculated using hydrodynamic models are not priorities, but are considered as an additional tool for justification during the period of trial operation. In this regard, this article presents recommendations for express evaluation of technological gas and condensate recovery factors for gas, gas-condensate and oil-and-gas-condensate fields under exploration. To achieve this goal, the authors reviewed the main existing models aimed at predicting development of gas, gas-condensate and oil-and-gas-condensate deposits, analyzed the laboratory research materials on core samples from Western and Eastern Siberia, and prepared the initial data together with a methodical approach to assess the technological hydrocarbon recovery factor of fields under exploration.

Key words: gas recovery factor, condensate recovery factor, gas-collecting system, trial operation, hydrocarbon resources.

References

1. BRILL, J.P., H. MUKHERDJEE. Multiphase flow in wells [Mnogofaznyy potok v skvazhinakh]. Moscow; Izhevsk: Institute of computer research, 2006. (Russ.).

2. AKHMEDOV, B.G., S.N. BUZINOV. Operation of gas wells at late stage of development [Ekspluatatsiya gazovykh skvazhin na pozdnye stadia razrabotki]: review. Development and operation of gas and gas-condensate fields. Moscow: VNIIEgazprom, 1980, is. 10. (Russ.).

3. AHMED, T., P.D. MCKINNEY. Advanced reservoir engineering. Gulf Publishing Co., 2005.

4. JANICEK, J.D., D.L. KATZ. Applications of unsteady state gas flow calculations. Ann Arbor, MI, USA: University of Michigan, 1955.