foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Компонентотдача месторождений природных газов

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

Пластовый газ является сырьем для нефтехимической промышленности и источником энергии. Поэтому важен вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.

 Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.

Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлеченного из пласта компонента Qд к его геологическим запасам Qз. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах.

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.1)

где Qо оставшиеся запасы.

Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:

 

Компонентотдача месторождений природных газов, ( 5.2)

 

Компонентотдача месторождений природных газовКомпонентотдача месторождений природных газов (5.3)

Компонентотдача месторождений природных газовПрактика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 8595%, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.

Основными физическими факторами, влияющими на коэффициент газоотдачи являются: 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.

При разработке месторождений, приуроченных к относительно однородным по коллекторским свойствам пластам в общем случае объем остаточного газа в пласте в конце периода разработки можно выразить следующим равенством:

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.4)

где Wн и Wк - начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м3;индексы н, к, в относятся к начальным, конечным и обводненным объемам; aкоэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (т. е. Wн- Wк ) зоны, доли единицы;Компонентотдача месторождений природных газов- средневзвешенное по площади, приведенное (деленное на коэффициент сверхсжимаемости) и безразмерное (отнесенное к атмосферному давлению) давление.

С учетом (5.4) коэффициент газоотдачи запишется в виде:

 

Компонентотдача месторождений природных газовКомпонентотдача месторождений природных газов, (5.5)

Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от различных геологических, эксплуатационных и физических факторов.

1. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплуатации (Wн=Wк=const, a=0, Qз=Wн`рн)

Компонентотдача месторождений природных газов

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.6)

2. Коэффицииент газоотдачи при жестком водонапорном режиме эксплуатации (WнWк; a0, `рн=`pкconst)

Компонентотдача месторождений природных газов. (5.7)

Здесь: для песков Компонентотдача месторождений природных газов;

для долмитов Компонентотдача месторождений природных газов.

Если Wк=0, то: Компонентотдача месторождений природных газов; Компонентотдача месторождений природных газов.

3. Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном режиме эксплуатации (WнWк; a0, `рн`pв`pк)

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.8)

где a=a0f(рв, Q(t)/Qз, литологии пласта); Q(t) годовой отбор газа из месторождения.

Если Q(t)/Qз0,2, то:

- для несцементированных песков Компонентотдача месторождений природных газов; (5.9)

- для песчаников Компонентотдача месторождений природных газов. (5.10)

При разработке залежей, приуроченных к резко неоднородным по коллекторским свойствам пластам, пользоваться для определения коэффициента конечной газоотдачи формулой (5.5) нельзя даже при проявлении газового режима.

На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) размещение скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.

Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью:

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.11)

где a - коэффициент газонасыщенности; m - коэффициент эффективной пористости. Влиянием коэффициента проницаемости на газоотдачу можно пренебречь.

Коэффициент газоотдачи практически не зависит от вязкости газа и воды и поверхностного натяжения на границе фаз (при различных температурах), а также от давления вытеснения и скорости вытеснения газа водой. На этот коэффициент в основном влияют капиллярные процессы, происходящие при вытеснении газа водой, а также коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

P style

Чем больше макро- и микронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи.

 

Со снижением пластового давления в обводненной зоне пласта увеличивается коэффициент остаточной газонасыщенности, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости для воды. Стабилизация коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды происходит практически одновременно. После достижения критической газонасыщенности “защемленный” газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить ее газоотдачу.

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество “защемленного” ею газа.

В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.

Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.

Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С5+) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальное давление и температура.

Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75%при поддержании давления при закачке воды в залежь.

Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению

Компонентотдача месторождений природных газов, (5.12)

где rнк - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.

Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта (Wн=соnst) можно определить по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных.

 

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика