§ 11. Параметры «средней» скважины

При расчете учитывают параметры «средней» скважины, т. е. такой, которая, взятая в числе реальных, дает тот же расход газа, что и реальные при заданной депрессии. «Средняя» скважина имеет такую же конструкцию, как и другие, и среднеарифметическую длину шлейфа.

Уравнение притока газа «средней» скважины имеет вид:

р¹ (0 - Рс ср (0 = %ч + Vcp- (in. 131)

Здесь депрессии и расходы приняты величинами среднеарифмети­ческими.

^a'²cp=4-?^a# %=4-?*<- (^шлз2)

В этом случае коэффициенты а_ср и Ь_ср находятся по зависимостям

(iii.133)

§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений

явление обратной конденсации

газоконденсатными называются залежи природных газов, в которых при разработке наблюдается явление обратной (ретроградной) конденсации. оно состоит в том, что при некоторых относительно высоких значениях давления и температуры изотер­мическое снижение давления приводит не к испарению вещества, что мы обычно наблюдаем, а к его конденсации. аналогичное яв­ление возникает и при изобарическом уменьшении температуры: при некоторых условиях снижение температуры приводит к пере­ходу вещества в газовую фазу.

Рис. II 1.26. Диаграмма фазовых соотно- р шений газоконденсатной смеси

это явление, когда речь идет о залежах природных газов, имеет большое практическое значение, поскольку позволяет добывать относительно тяжелые углеводо­роды в газообразном виде естест­венным фонтанированием.

на рис. iii.26 показана диаг­рамма фазовых соотношений газо­конденсатной смеси газоконденсатного месторождения. кривая 2 характеризует упругость паров индивидуального компонента. выше нее — жидкое состояние, ниже — газообразное; справа от ординаты, проходящей через критическую точку — зона за-критического состояния, в которой не содержится жидкости.

иные соотношения наблюдаются в многокомпонентной системе, которые характеризуются кривой /. в этом случае имеется устой­чивая зона двухфазного состояния с различными соотношениями жидкой и газовой составляющих. но самое характерное, что веще­ство может находиться в жидком состоянии при температурах, пре­вышающих критическую, отмеченную точкой К-

в зоне /, ограниченной кривыми 1 и 3, наблюдаются явления обратной конденсации. в ней снижение давления сопровождается увеличением объема жидкой фазы.

газоконденсатные залежи, состояние углеводородов в которых соответствует зоне /, называются насыщенными.

в зоне // углеводороды находятся в газовой фазе. месторожде­ния, относящиеся к этой зоне, именуются ненасыщенными.

зона /// характеризует газообразное закритическое состояние; соответствующие ей залежи называются залежами закритического состояния.

к зоне IV относятся обычные газовые месторождения, к зоне V — чисто нефтяные, к зоне VI — газонефтяные.

наибольший коэффициент извлечения углеводородов из пласта происходит при отборе их в виде газа. конденсат, выпавший в пла­сте, можно рассматривать как «потерянный». в связи с этим место­рождение типа i следует разрабатывать с поддержанием давления, не допуская конденсации углеводородов в пласте. газоконденсат­ные месторождения типа и можно разрабатывать некоторое время со снижением давления до момента, соответствующего началу выпадения в пласте жидкой фазы; затем снижение давления целе­сообразно приостановить и продолжить разработку при поддержа­нии давления. зглежи закритического состояния можно разраба­тывать, не опасаясь выпадения конденсата в пласте, но они в при­роде встречаются редко.

При использовании метода поддержания давления в пласте предполагаются большие капиталовложения и эксплуатационные расходы. Часто это сопровождается длительной консервацией зна­чительных запасов газа. В результате газоконденсатные месторож­дения, особенно с небольшим содержанием тяжелых углеводородов (до нескольких десятков кубических сантиметров на кубический метр газа), разрабатывают без поддержания давления.

При разработке газоконденсатных месторождений применяют два способа поддержания давления: обратная закачка в пласт «тощего» газа (так называемый сайклинг-процесс) и заводнение залежи.

В основном применяют первый способ, поскольку за весь период разработки он обеспечивает более высокую газо- и конден-сатоотдачу. Однако при этом методе предполагается использование мощного компрессорного хозяйства и консервация «тощего» газа до момента перехода на разработку залежи без поддержания дав­ления.

Процесс вытеснения «жирного» газа «тощим» неустойчив и су­щественно зависит от степени неоднородности пласта; в связи с этим для повышения эффективности процесса важно знать харак­теристику пласта и наилучшим образом размещать нагнетатель­ные и дренирующие скважины.

Выделение и сепарация конденсата производятся на поверх­ности путем снижения давления и температуры газа. Значения р. и Т для оптимального процесса находятся технико-экономическим сравнением параметров различных вариантов. Процесс заканчи­вают после того, как пласт будет «промыт», а дальнейшее нагнета­ние в него «тощего» газа неоправдано.

В простейшем случае расчет ведется по уравнениям баланса. Количество закачиваемого «тощего» газа Q₃ можно определить по формуле

Q₃p_CT = Qjtp_Tt — Q_TOp₇₀. (III.134)

Количество отобранного газа Q_or

QorPcr = Ржо (Q_H — &то) — Pmt (Он— ®it). (111.135)

Здесь р_ж0, p_xt — давление в момент времени 0 и t соответственно; Q_T/ — объем пористого пространства залежи, занятого «тощим» газом в момент времени t; Q_t0 — то же в момент времени t — 0; Q_H — начальный объем пористого пространства залежи; p_Tt— средневзвешенное давление в области «тощего» газа; р_т0 — то же в момент t = 0.

При газовом режиме давление в залежи ко времени t можно определить, считая, что давление в зоне «тощего» и «жирного» газа одинаковое, равное р (t).

„ it\ г, i — Qor = -Q_H-•

При этом Q_Tt = zihmr\_t.

Отсюда можем определить, что граница раздела «жирного» и «то­щего» газов изменяется по закону

rtt=V-К^зРсТг7?^Тл^То)^ 1 ■ (Ш.136)

v nmhip^Qa+Qs — Qot)

Закачка в пласт воды с целью поддержания давления выгодно отличается от сайклинг-процесса тем, что позволяет отбирать и газ, и конденсат. Недостаток этого способа заключается в относи­тельно низкой общей отдаче углеводородов за счет остаточного газа в пласте и образования целиков газа и конденсата.

Разработка газоконденсатного месторождения без поддержания давления

Основная часть газоконденсатных месторождений раз­рабатывается без поддержания давления. При этом теряется 30— 50% конденсата, но удешевляется процесс разработки. С гидроди­намической точки зрения расчеты процесса разработки газокон-денсатной залежи мало отличаются от описанных расчетов разра­ботки газовых залежей.

При небольшом содержании конденсата его выпадение в пласте почти не изменяет условия фильтрации газа, так как почти не уменьшается газонасыщенный объем. Но конденсат накапливается в призабойной зоне, в результате чего коэффициенты а и Ь в фор­муле притока газа к скважине значительно увеличиваются.

Падение давления, число скважин и режим эксплуатации сква­жин можно определить по формулам, описанным в разделе разра­ботки газовых месторождений. Дополнительно требуется лишь найти изменение во времени количества добываемого конденсата, его состава, а также возможные потери конденсата к моменту окончания разработки залежи.

Эти задачи решаются обычно на основе данных лабораторных исследований системы газ—конденсат в бомбе pVT — в сосуде, в котором желаемым образом можно изменять давление, темпера­туру и объем газа, а также измерять эти величины.

Различают дифференциальную и контактную конденсацию. К вопросам разработки газоконденсатной залежи на истощение прямое отношение имеет дифференциальная конденсация, которая предполагает снижение давления в бомбе pVT путем удаления газообразной составляющей из исследуемой системы газ—кон­денсат.

В результате исследований в бомбе pVT получают зависимость количества осаждающейся в бомбе при пластовой температуре жидкости в зависимости от давления и количества отобранного газа.

Пересчет лабораторных данных в реальные величины произво­дится следующим образом.