Результат интеллектуальной деятельности: Способ контроля за разработкой газового месторождения

Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для контроля поступления в эксплуатационные скважины пластовой воды.

Известен способ контроля за разработкой газового месторождения, реализуемый при определении удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе (В.И. Кононов, В.Ф. Зайнулин, А.И. Березняков, В.Н. Гордеев, А.А. Миннибаев, Ю.А. Архипов, Р.В. Зайнуллин. Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе. Патент РФ №2307248, МПК Е21В 47/00, Е21В 43/34, приор. 10.03.2006, опубл. 27.09.2007). При реализации этого способа отбирают пробы выносимой с газом смеси подошвенной и конденсационной воды, их анализ на содержание химических элементов и расчет материального баланса химических элементов, причем удельное и общее количество жидкой воды определяется на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе воды микроэлементов йода или брома с учетом результатов расчетов количества выносимой конденсационной воды на основании термобарических данных потока газа.

Недостатком этого способа является то, что при его реализации не учитывается возможная фильтрация конденсационной воды в призабойной зоне и смешение ее с остаточной минерализованной водой.

Наиболее близким к описываемому способу является способ контроля за разработкой газового месторождения, реализуемый в способе диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды (Л.С. Чугунов, В.А. Хилько, А.И. Березняков, Б.В. Дегтярев. Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды. Патент РФ №2128280, МПК Е21В 43/00, приор. 24.03.1997, опубл. 27.03.1999). Этот способ включает определение общей минерализации и химического состава добываемой воды, измерение термобарических параметров работы газовой скважины, вычисление количества конденсационной влаги в добываемом газе, отбор проб, их химический анализ и вычисление доли пластовой воды в исследуемой пробе.

Недостатком этого способа также является не учет возможной фильтрации конденсационной воды в призабойной зоне и ее смешивание с остаточной минерализованной водой. В результате получаются погрешности при расчетах количества поступающей пластовой воды, кроме того, появление минерализованной воды за счет фильтрации конденсационной влаги в призабойной зоне может быть ошибочно принято за начало поступления минерализованных пластовых вод.

Технической задачей описываемого изобретения является повышение точности способа за счет учета минерализации конденсационной воды, поступающей из призабойной зоны в эксплуатационные скважины.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе контроля за разработкой газового месторождения, включающем замер термобарических параметров газового потока эксплуатационных скважин, определение минерализации пластовой воды месторождения, замер количества конденсационной и пластовой воды в продукции эксплуатационных скважин, а также минерализации их смеси, определяют режимы работы эксплуатационных скважин с выпадением и испарением конденсационной воды в призабойной зоне, на режиме выпадения конденсационной воды в призабойной зоне определяют ее количество и минерализацию до появления пластовой воды в продукции эксплуатационных скважин, а при появлении пластовой воды ее количество определяют:

- на режиме выпадения конденсационной воды в призабойной зоне по формуле

Q_в.пл.=(М⋅Q_в-М_п.з.⋅Q_в.п.з.)/М_пл.,

- на режиме испарения конденсационной воды в призабойной зоне по формуле

Q_в.пл.=M⋅Q_в.к./(M_пл.-M),

где Q_в.пл. - количество добываемой пластовой воды, м³; М - минерализация добываемой воды, г/дм³; Q_в - общее количество добываемой воды, м³; М_п.з. - минерализация конденсационной воды, добываемой из пласта до появления пластовой воды в продукции скважин, г/дм³; Q_в.п.з. - количество конденсационной воды, добываемой из призабойной зоны, м³; M_пл. - минерализация пластовой воды, г/дм³; Q_в.к - общее количество добываемой конденсационной воды, м³; М_п.з.=М⋅Q_в.к./Q_в.п.з.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для контроля за разработкой газового месторождения на основании известных начальных пластовых давления и температуры определяется динамика влагосодержания пластового газа в призабойной зоне при эксплуатации скважин, для этого определяется влагосодержание газа в пласте и на забое скважины при различных депрессиях (режимах работы скважины) и пластовых давлениях в зависимости от давлений и температур. Забойные температуры рассчитываются по известной пластовой температуре, депрессиям и известным зависимостям для дроссель-эффекта при движении газа. В результате таких исследований определяются режимы работы эксплуатационных скважин: режим выпадения конденсационной воды в призабойной зоне (режим увлажнения) и режим испарения конденсационной воды в призабойной зоне (режим осушки). Известно, что преимущественно в начальный период разработка газовых месторождений происходит на режиме увлажнения, а завершающая стадия разработки происходит на режиме осушки.

Пластовое давление, при котором происходит смена режимов работы скважин, определяется графически (по графикам зависимости влагосодержания газа на забое скважины от депрессии на пласт для различных значений пластового давления), а также математически из уравнения (получаемому по указанным выше исследованиям) зависимости темпа выпадения влаги из газа (В, [г/м³⋅МПа]) от пластового давления (Р_пл.) - В=f(Р_пл.). Принимая в этом уравнении В=0, определяют Р_пл.

Конденсационная вода, выпадающая в призабойной зоне, увеличивает насыщенность пористого пространства до критической насыщенности, при которой она становится подвижной, т.е. движется совместно с добываемым газом. При этом конденсационная вода смешивается с остаточной минирализованной водой, в результате в продукции скважин, практически с начала разработки газового месторождения, появляется минерализованная вода. В процессе работы газовой скважины радиус границы зоны выпадения (увлажнения) и движения конденсационной воды в призабойной зоне увеличивается, за счет чего минерализация данной воды увеличивается. Однако за счет эффекта «размытия» остаточной воды из продуктивного пласта в непосредственной близости от забоя скважины и постепенного уменьшения минерализации остаточной воды в этой области минерализация добываемой воды уменьшается. При наложении указанных эффектов минерализация добываемой конденсационной воды в смеси с остаточной стабилизируется.

Поскольку, как правило, размеры зоны основного выпадения конденсационной воды в призабойной зоне незначительны (см., например, М.К. Тупысев. Исследование фильтрационных задач при образовании гидратов в пористой среде. - Автореферат диссертации на соиск. ученой степени к.т.н., М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1976), то при расчетах можно пренебречь конденсационной водой, идущей на расширение подвижной зоны и принимать извлечение всей кондесационной воды из призабойной зоны совместно с добываемым газом.

На установках подготовки продукции газовых скважин к дальнему транспорту производят сепарацию продукции, замеряют количество добываемых газа, воды и ее минерализацию. Кроме конденсационной воды, выпадающей в призабойной зоне, при сепарации улавливается дополнительная конденсационная вода, выпадающая из газа за счет изменения термобарических параметров газа при его движении от забоя скважины до установки по сепарации газа.

Минерализация конденсационной воды, добываемой из пласта (призабойной зоны) до появления пластовой воды в продукции скважин, определяется из уравнения материального баланса для всей добываемой (конденсационной) воды:

М_п.з.=М⋅Q_в.к./Q_в.п.з.,

где М_п.з. - минерализация воды, добываемой из пласта до появления пластовой воды в продукции скважин, г/дм³;

М - минерализация добываемой воды, г/дм³;

Q_в.к. - общее количество добываемой конденсационной воды, кг/сут;

Q_в.п.з. - количество конденсационной воды, добываемой из призабойной зоны, кг/сут;

при этом Q_в.к.=0,001(W_пл.-W_с)⋅Q_г,

где W_пл. - влагосодержание газа в пласте, г/м³;

W_с - влагосодержание газа в сепараторе, г/м³;

Q_г - дебит скважины по газу, м³/сут.

При появлении пластовой воды на режиме увлажнения призабойной зоны ее количество (Qв.пл.) определяют на основе уравнения материального баланса замеряемых и определяемых величин объемов воды и ее минерализации:

Q_в.пл.=(М⋅Q_в-М_п.з.⋅Q_в.п.з.)/М_пл.,

где Q_в - общее количество добываемой воды, кг/сут.; М_пл. - минерализация пластовой воды, г/дм³.

При переходе на режим осушки призабойной зоны добываемая конденсационная вода определяется термобарическими условиями газа на забое скважины и в сепараторе, минерализация ее принимается равной нолю, а количество пластовой воды в этом случае определяют по уравнению материального баланса:

Q_в.пл.=M⋅Q_в.к./(M_пл.-M)

или на основании замеряемого в сепараторе общего количества добываемой воды (Q_в) и рассчитываемого количества конденсационной воды, выпадающей из газа на пути его движения от забоя до сепаратора (Q_в.к.):

Q_в.пл.=Q_в-Q_в.к.

Пример реализации описываемого способа.

Исходные данные для расчета (месторождение Медвежье):

начальное пластовое давление Р_пл.=11,55 МПа,

пластовая температура (средняя) t_пл.=35,5°С,

минерализация пластовой воды М_пл.=19,3 г/дм³.

После исследования динамики изменения влагосодержания газа в призабойной зоне при различных пластовых давлениях и дебитах (депрессиях на пласт) было получено уравнение зависимости темпа выпадения конденсационной влаги в призабойной зоне от пластового давления:

В=0,00013⋅Р_пл.³-0,0037⋅Р_пл.²+0,03446⋅Р_пл.-0,10824.

При В=0 Р_пл.=9,1 МПа, таким образом это значение пластового давления является переходным - от режима работы эксплуатационных скважин в условиях увлажнения призабойной зоны (11,55 МПа≥Р_пл.≥9,1 МПа) к режиму осушки (9,1>Р_пл.).

На режиме увлажнения призабойной зоны при Р_пл.=10 МПа получено:

- забойное давление Р_заб.=9,6 МПа,

- дебит скважины по газу Q_г=500 тыс.м³/сут,

- забойная температура t_заб.=34,83°С,

- влагосодержание газа в пласте - W_пл.=0,721 г/м³,

- влагосодержание газа на забое - W_заб.=0,715 г/м³,

- количество конденсационной воды, выпадающей в призабойной зоне

Q_в.п.з.=0,001(W_пл.-W_пл.)⋅Q_г=(0,721-0,715)⋅500=2,5 кг/сут.

До появления пластовой воды в продукции скважины получено (на этом режиме):

- общее количество добываемой конденсационной воды Q_в.к.=10 кг/сут,

- ее минерализация М=4 г/дм³,

- минерализация воды, добываемой из пласта М_п.з.=М⋅Q_в.к./Q_в.п.з.=4⋅10/2,5=16 г/дм³.

После появления пластовой воды замерено:

- минерализация добываемой воды М=18 г/дм³,

- общее количество добываемой воды Q_в.=50 кг/сут.

Количество пластовой воды, поступающей в скважину, составляет:

Q_в.пл.=(М⋅Q_в-М_п.з.⋅Q_в.п.з.)/М_пл.=(18⋅50-16⋅2,5)/19,3=44,6 кг/сут.

На режиме осушки призабойной зоны определено:

- количество добываемой конденсационной воды Q_в.к.=8 кг/сут,

- минерализация добываемой воды М=19 г/дм³,

Тогда количество пластовой воды, поступающей в скважину, составляет:

Q_в.пл.=М⋅Q_в.к./(М_п.л.-М)=19⋅8/(19,3-19)=506,7 кг/сут.

Таким образом, использование описываемого способа контроля за разработкой газового месторождения позволяет повышать точность контроля за счет учета минерализации добываемой конденсационной воды из призабойной зоны, частично захватывающей остаточную минерализованную воду из порового пространства.