Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработка методов идентификации его источников

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработка методов идентификации его источников"

На правах рукописи

ГУЛЬТЯЕВА НАТАЛЬЯ АНАТОЛЬЕВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ПОСТУПЛЕНИЯ ГАЗА В ДОБЫВАЮЩИЕ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ЕГО ИСТОЧНИКОВ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

з о СЕН 2015

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2015

005562804

Работа выполнена в Тюменском отделении Сургутского научно-исследовательского и проектного института Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз») в научно-исследовательском отделе физико-химии пластовых систем научно-производственного комплекса петрофизических исследований.

Научный руководитель - кандидат технических наук

Официальные оппоненты: - Андреев Олег Валерьевич, доктор химических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный университет», заведующий кафедрой неорганической и физической химии;

технических наук, профессор, Бюджетное учреждение высшего образования Ханты-Мансийского автономного округа - Югры «Сургутский государственный университет», профессор кафедры химии. Ведущая организация - Акционерное общество «Сибирский научно-

Защита состоится 23 октября 2015 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32; www.tsogu.ru.

Автореферат разослан 22 сентября 2015 года. Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук,

Фоминых Олег Валентинович

- Нехорошев Виктор Петрович, доктор

исследовательский институт нефтяной промышленности» (АО «СибНИИНП»).

доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время в связи с истощением запасов многих разрабатываемых нефтяных месторождений возрастает интерес недропользователей к вводу в промышленную разработку месторождений со «сложными» запасами. К ним, в частности, относятся газонефтяные залежи, в которых нефть и газовая шапка залегают контактно. Но при малых запасах газовой шапки выделение её в самостоятельный объект разработки нерационально как с экономической, так и с технологической позиции. При таких обстоятельствах добыча газа ведется через нефтяные скважины, и газ выделяется как прорывной. Например, на рассматриваемом в работе Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении (недропользователь -ОАО «Сургутнефтегаз») средний газовый фактор по 290 эксплуатируемым скважинам составляет более 90 м3/т, однако по данным лабораторных исследований газосодержание пластовой нефти не превышает 70 м3/т. Таким образом, на месторождении ведется совместная добыча нефти и газа газовой шапки через нефтяные скважины.

В этой связи возникает необходимость исследования источников поступления газа. Существующие методы не позволяют с высокой степенью достоверности производить дифференциацию попутнодобываемого газа на растворенный и прорывной, т.к. его появление связано с двумя источниками -выделяющимся из нефти растворенным газом и газом газовой шапки, который прорывается к зоне перфорации добывающих скважин вследствие конусообразования. При отсутствии достоверного разделения попутного газа по источникам его образования недропользователи сталкиваются с проблемой при списании запасов с государственного баланса в процессе разработки месторождений. В связи с тем, что в пределах залежи газовый фактор нефти может различаться в 2 и более раз в зависимости от зоны вскрытия и расположения скважины на структуре, определение источников его поступления возможно только с применением современных расчетных методов, позволяющих моделировать начальное фазовое состояние системы.

Степень разработанности темы исследования

Исследованиям фазового поведения углеводородных систем посвящены труды многих отечественных и зарубежных ученых. В работах Д.Л. Катца, А.Ю. Намиота, М.Б. Стендинга, Т.Д. Островской, Д. Пенга, Д.Б. Робинсона, Г. Соаве, Г.С. Степановой, Г.Ф. Требина, А.И. Хазнаферова, Д.М. Шейх-Али, A.C. Эйгенсона А.И. Брусиловского, В.И Шилова подробно рассмотрены существующие методы расчетов фазового равновесия углеводородных систем, фазовые переходы, а также расчетные методы определения различных физических свойств индивидуальных углеводородов и их смесей. Проблемами рационального использования попутного газа занимались: В.П. Тронов, A.A. Коршак, М.Д. Валеев, М.Ю. Тарасов, JI.H. Духневич, С.А. Леонтьев, A.A. Хамухин, О.В. Фоминых и многие другие. В их трудах рассмотрены различные технологии от оптимизации процесса подготовки нефти до выбора рациональных способов утилизации газа.

Несмотря на значительный объем работ в области исследования свойств пластовых углеводородных систем, раздельного учета добычи компонентов различного фазового состава, проблема разделения попутнодобываемого с нефтью газа на источники возникновения остается не до конца проработанной.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтегазовых залежей и использования попутного газа путем внедрения научно-методических основ определения источников его возникновения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий нефтегазовые залежи, из которых ведется совместная добыча нефти и газа; предметом - фазовые превращения углеводородных систем при их совместной добыче.

Основные задачи исследования

1. Анализ существующей нормативно-правовой базы использования и учета газа, добываемого совместно с нефтью.

2. Исследование влияния масообменных процессов при добыче нефти на объем попутнодобываемого газа.

3. Анализ методов дифференциации источников попутного газа при разработке нефтегазовых залежей.

4. Разработка аналитических методов моделирования начального фазового состояния углеводородов.

5. Разработка метода дифференциации попутного газа по источникам возникновения газовой фазы.

Научная новизна выполненной работы

1. Установлены причины поступления газа в добывающие нефтяные скважины при разработке нефтегазовых залежей, объяснен механизм влияния масообменных процессов в системе нефть-газ-вода на объем газа, добываемого совместно с нефтью.

2. Разработана методика, реализованная в виде расчетного алгоритма и программного продукта идентификации источников газа, добываемого совместно с нефтью при разработке сложнопостроенных, многофазных залежей углеводородов.

Теоретическая значимость работы

1. Раскрыты существенные проявления теории: несоответствия между величиной газового фактора при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой и максимального газосодержания нефти в пластовых условиях, в результате разработан метод идентификации начала процесса поступления в скважину газа газовой шапки.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на перераспределение компонентов углеводородной системы между фазами, и влияние на этот процесс пластовой воды.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей расчета фазовых переходов углеводородных систем при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой, что, применительно к цели работы, обеспечило разработку алгоритма идентификации источников попутного газа.

4. Изложены доказательства влияния обводненности добываемой продукции на распределение легких компонентов между паровой и жидкой фазой.

Практическая значимость работы

1. Разработанная методика идентификации источников попутного нефтяного газа реализована в виде программного продукта, который позволил оперативно производить оценку доли газа газовой шапки в общем объеме попутного газа, поступающего из скважин, и корректировать технологические режимы работы добывающих скважин.

2. Использование расчетной методики идентификации источников попутного газа позволило повысить достоверность локализации положения газовой шапки, в результате чего скорректировано расположение добывающих скважин.

3. С применением разработанной методики производится списание с государственного баланса запасов растворенного газа и газовой шапки. Это позволило снизить отклонения между фактическими и проектными показателями разработки.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные, промысловые, лабораторные эксперименты; использованы современные методы математического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты количественной оценки объемов растворенного газа и газа газовой шапки на основании анализа компонентного состава добываемого сырья.

2. Механизм экспериментального обоснования степени влияния растворенного в попутнодобываемой воде газа на количество и свойства продукции скважин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Степень достоверности результатов работы

Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в научно-производственном комплексе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации № РОСС 1Ш.0001.512246 выдан Госстандартом России 27.01.2011 г.). Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, проанализированных с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации.

На основе результатов исследования и моделирования определены компонентные составы добываемых флюидов и продуктов их промысловой подготовки, а также получены зависимости распределения компонентов добываемых флюидов по продуктам их промысловой подготовки в динамике разработки месторождений. Полученная экспериментальная и расчетная информация использована в проектах разработки и обустройства нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири и при проработке технических решений по реконструкции промысловой технологии действующих месторождений республики Саха (Якутия).

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: XXV, XXVIII, XXIX конференциях молодых учёных и специалистов СургутНИПИнефть и Сургутнефтегаз (Сургут, 20052009 гг.), конференции молодых ученых и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 2003 г.) и конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 20052009); на XXVIII - XXX научн.-технич. конф. ХМАО «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» (Ханты-Мансийск, 2008-2011 г), научно-технических советах Тюменского отделения СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2013-2015 гг).

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам отдела физико-химии пластовых систем Тюменского отделения СургутНИПИнефть и начальнику отдела, к.т.н. В.И. Шилову.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 124 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 26 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 105 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе представлен обзор исследования существующих методов идентификации источников попутного газа, приведена краткая характеристика существующей нормативно-правовой базы в этой области.

Критическим анализом открытых данных показано, что у недропользователей, проектировщиков и государственных органов существует единый подход к определению термина «попутный нефтяной газ» (ПНГ), однако, что касается газового фактора, т.е. количественного представления о добыче в составе ПНГ растворенного газа, то существует ряд противоречивых подходов. Например, согласно классическим представлениям, газосодержание - объем газа, приведенный к нормальным условиям, выделившийся из единицы массы при однократном разгазировании при стандартных условиях. Таким образом, газосодержание для конкретной пробы пластовой нефти - величина постоянная, так как определяется при строго заданных условиях. Однако, объем растворенного газа при подсчете извлекаемых запасов может быть определен и при других условиях, в частности, при многоступенчатом разгазировании с имитацией условий, наиболее близких к тем, которые будут заданы в процессе промысловой подготовки нефти, включающую, например, термохимическую обработку. Следовательно, величина газосодержания, определенная при стандартных условиях, не может быть определяющим показателем при определении геологических и извлекаемых запасов растворенного газа, так как объем выделяющегося газа зависит от технологии процессов разработки, добычи и подготовки нефти.

В ПНГ фактически ассоциированы две УВ системы с различным характером фазового состояния и степенью влияния на процесс добычи нефти, объединенных приуроченностью к этому процессу — это растворенный в нефти газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки, добываемых через нефтяные скважины. Поэтому для практической реализации текущих проектных решений разработки нефтегазовых месторождений, в первую очередь, следует обеспечить дифференцированный учет добытых углеводородов при совместном отборе через нефтяные скважины. В этой связи

необходима единая методика учета «источника» формирования попутнодобываемого газа. Однако, анализ подходов к решению этой задачи различными проектным организациями (ООО «РН-УфаНИПИнефть», ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь», Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень и др.) показал отсутствие представлений о способах определения источника возникновения газа. При проектировании разделение осуществляется путем умножения величины газового фактора, полученного при промысловых исследованиях первых проб нефти, на добычу нефти, весь остальной добываемый газ относят к «прорывному», т.е. газу газовой шапки. В этой связи требуется разработка научно-методических основ идентификации источников попутного газа, так как это необходимо и при управлении процессами разработки многофазных залежей, в частности, при обосновании технологических параметров эксплуатации добывающих скважин.

Во втором разделе приведена краткая геологическая характеристика выбранного объекта исследований - Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. Месторождение имеет блоковое строение, залежи углеводородов приурочены к пласту O-l осинского продуктивного горизонта, система поддержания пластового давления сформирована полностью. По результатам исследования проб пластовых флюидов установлено, что газовый фактор (при дифференциальном разгазировании) находится в пределах 50-70 м3/т. Средний фактический газовый фактор превышает 90 м3/т. В этой связи очевидно, что эксплуатация скважин осложняется прорывами газа из газовой шапки.

В разделе рассмотрены существующие методы определения свойств и фазового поведения природных углеводородных систем и представлены особенности геологического строения объекта исследований. Ряд постулатов, выделенных как наиболее перспективных в развитии этого направления, послужил базовым материалом для защищаемых автором положений.

В основу разрабатываемого алгоритма принято выражение для некоторого физического параметра нефтегазовой смеси при выбранных условиях, которое имеет общий вид:

Р = Др„у,) 0)

где: Р - физическое свойство нефтегазовой смеси в заданных условиях; р/ -доля свойства 8, отнесенная к \ - му компоненту смеси; V, - величина, характеризующая содержание ! - го компонента в смеси.

Это выражение не является какой-либо точной функциональной зависимостью величины свойства от свойств компонентов смеси, а служит физическим предположением качественного порядка: чем сложнее система, тем большим числом составляющих определяется её свойство.

Из предположения (1) следует, что, чем точнее определены состав и свойства индивидуальных компонентов исходной нефтегазовой смеси, тем корректнее будет величина определяемого свойства системы. В качестве выражения, определяющего состав исходной смеси, используется уравнение материального баланса компонентов пластовой нефти:

/и _ х1+с-х1

1+с '

где: х1'х!'х _ содержание ¡-го компонента в выделившемся газе, в

дегазированной нефти и пластовой нефти соответственно, доли ед.; й — -г- -

'о

газосодержание; Уд, У0 - количество газа и нефти соответственно.

При этом предлагаемый подход к расчетам свойств природных углеводородных систем сводится к решению следующих задач:

- определение фазового состояния и свойств пластового флюида при исходных пластовых условиях;

- определение составов равновесных фаз при изменении термобарических условий;

- выражение величины физических свойств жидкой и газовой фаз как комбинации свойств отдельных компонентов с учетом их концентрации и условий существования системы.

В качестве исходной информации для реализации предлагаемых решений необходимы параметры состава дегазированной нефти и нефтяного газа, а также соотношение сепарированных фаз, выраженное через величину газосодержания и определяющее количество растворенного газа, выделившегося из нефти при стандартных условиях (20°С и 0,1 МПа). Газосодержание, определяемое как отношение газовой и жидкой фазы при стандартных условиях в процессе контактного дегазирования, оценивается рекомбинацией состава пластовой нефти по уравнению (2).

В работе выполнен анализ методов расчёта парожидкостного равновесия с использованием следующих моделей:

- уравнение состояния Пенга-Робинсона (ПР);

- уравнение состояния Соава-Редлиха-Квонга (СРК);

- метод Гоффмана-Крампа, адаптированный Шиловым В.И. и

где: Р - давление в системе, МПа; Т, Ть - температура в системе и температура кипения ¡-го компонента смеси, соответственно, К; А,В - коэффициенты линейной регрессии, являющиеся полиномами третьей степени в зависимости от равновесного давления; Ъi - параметр, выражающийся через критические свойства /-го компонента смеси.

Сравнительный анализ результатов расчётов по трём способам показал, что между собой они дают практически идентичные результаты по компонентным составам контактирующих фаз. Отличия в величине соотношения фаз не превышают 2%.

В третьем разделе представлены результаты разработки математической модели фазового поведения многокомпонентых углеводородных систем.

Важным моментом в реализации расчетных методов идентификации попутного газа является построение корректной модели пластовой нефти. Рассмотренные в разделе 2 различные методы позволяют сделать это с

выражаемый общим уравнением:

(3)

различной степенью достоверности. Однако для дальнейшей работы необходим четкий алгоритм моделирования поведения пластовых углеводородных систем, который позволит с высокой точностью определять начальное фазовое состояние нефтегазовой залежи и прогнозировать фазовые переходы в процессе добычи углеводородного сырья.

Наиболее перспективным направлением для обоснования поведения пластового флюида является нахождение объективных закономерностей распределения компонентного состава углеводородных систем. На основании подобных закономерностей открывается возможность оценить свойства пластового флюида (которые не поддаются непосредственному измерению) на базе результатов, максимально доступных или определяемых простыми экспериментальными методами. Характер поведения поверхностной пробы может демонстрировать историю изменения первоначальной смеси в ходе разработки и добычи.

Однозначный и обоснованный подход к установлению универсальной закономерности распределения компонентов нефти по температурам кипения был изложен в работах A.C. Эйгенсона и Д.М. Шейх-Али. Данное ими определение для распределения компонентно-фракционного состава нефти выражается гауссовским распределением фракций в том соотношении, какое определено анализом НТК, либо с поправкой на наиболее летучие органические компоненты нефтегазовой смеси. В данном случае слово «компоненты» характеризует не конкретные соединения, а фракции, определяемые свое положение в иерархическом ряду по температурам кипения.

Совмещение данных детального углеводородного анализа и высокотемпературного анализа позволяет построить полный и точный профиль истинных температур кипения нефтяных фракций (рисунок 1). Благодаря абсолютной градуировке гарантируется определение неиспаряемого остатка (т. е. процента отгона пробы).

В работе использовалось распределение плотностей фракций от их накопленного массового содержания в группе С7+:

Р. = Ро * (1 + * 1п(1_£1,и,.))в)

(4)

где: А, В - параметры распределения; р0 - параметр плотности, г/см ; р; и неплотность и массовая доля фракции в группе С7+

600 550 500 450 400

га 350

. 300 О 250 200 150 100 50 0 -50

Высокотемпературный анализ

10 20

30

40 50 60 тазз%

70

80

Рисунок 1 - Совмещение данных детального углеводородного анализа и высокотемпературного анализа.

Зная массовый фракционный состав нефти, задача о нахождении плотностей фракций преобразуется в задачу нахождения «подходящих» параметров А, В, р0 для распределения плотностей. Для того, чтобы найти эти три параметра А, В, р0 , строится система уравнений, которые связывают их с величинами, полученными из экспериментальных данных.

Плотность смеси зависит от массового состава смеси и плотности компонентов:

Р+

.3.

V«™' Рт1х*™+

(5)

(6)

[1-Рти.Я"^]

где р+- плотность остатка, г/см"1; \а/+ - и массовая доля остатка; м^ - массовая доля ¡-фракции; р1 - плотность ¡-фракции, г/см3; рт1х - плотность смеси, г/см3. Плотность группы С7+.

рС7+=р0*( 1 + фг„Г(1+£))

РС7+

_ РоП*™С7+

(7)

(8)

где и'с7+ - массовая доля группы С7+; рС7+ - плотность группы С7+, г/см3; Г -гамма-функция.

Данные детального углеводородного анализа для лёгких фракций позволяют найти плотности компонентов С7=Рг(69-99°С), С8=Рг(99-126°С), С,=Рг(126-15ГС):

= (9)

где и-, - массовая доля компонента, МСп - число компонентов,

идентифицированных в группе Сп.

Для фракции Рг(69-151 °С)=Рг(С7-С9) из уравнений (5) и (4):

Р(РГ69-151) = 1/Е?-7^—1-(10)

РО*С1+&1п(—я—т

р(Ггв9 - 151) = р(РгС7 - С9) = + ^ + (11)

где - массовая доля компонента во фракции Рг(С7-С9)

итк

Плотность остатка в имитированной дистилляции рРг300ос , равного по массовой доле остатку при атмосферной разгонке нефти до 300°С, -р^г300ос:

Ртоо'с - Р?гзоо°с + 5 (

Для фракции-остатка 300°С из уравнений (6) и (4):

Рггзоо'с - (РС7+ * И'рг3000с)/

1-РС7+*1Г

1 2.1

(13)

На рисунках 2 и 3 продемонстрированы результаты, характеризующие согласованность расчетных и экспериментальных данных.

Используя найденные плотности и средние температуры кипения фракций, определяется молярная масса различными методами: Метод Риази-Дауберта

МШ = 42.965 » ехр(2.097 • 10"4 * ТЬ - 7.78712 » + 2.08476 . 10"3 » ТЬ » ЯС) * ГЬ1"007 .

уС4.98308 5С = 0.9915 »<¿20 +0.01044 (14)

Метод Ли-Кеслера

М\Л/ = -12272.6 + 9486.4 * 5С + (83741 - 5.9917 * 5С) * ТЬ + (1 - 0.77084 * 5С -0.02058 * 5С2) . 0.7465 - 222.466/ТЬ) * 107/ТЬ + (1 - 0.80882 * БС + 0.02226 * 5С2) *

(0.3228- 17.335/ГЬ) * 1012/ГЬ3(15)

где ТЪ - средняя температура кипения фракции. К0; Бй - относительная плотность фракции; ¿20 — плотность фракции при 20°С, кг/м3

950

900

850 ~ — ■

"и!

£ 0

{3 800 г- <Г - — - - — - - -

X Н -Л 4 * г» ✓ ✓

ц ЦТ у

С 750 - /

/ » Эксперимент

700 • Расчет

- -средние 0

50 100 150 0 250 Т кипения С зс 0 350 400 45

Рисунок 2 - Сравнение расчетных и средних плотностей фракций с экспериментом.

Для оценки физических свойств нефти разработаны многочисленные корреляции основанные на использовании плотности и средней температуры кипения в качестве исходных параметров (рис.4).

Рисунок 3 - Схема расчета свойств фракции.

где: Х„, Хн, Ха - содержание парафиновых, нафтеновых и ароматических групп; М„, М„, Ма - молярные массы парафиновых, нафтеновых и ароматических групп; Тзп, Тзн, Ти - температура застывания парафиновых, нафтеновых и ароматических групп; Тс, Рс, w - критические температура и давление, ацентрический фактор.

В четвертом разделе представлены материалы экспериментальных исследований флюидов, а также результаты разработки и апробации методики идентификации источников попутного газа в общем объеме продукции скважин.

В качестве исходного материала для построения математической модели расчета использованы результаты экспериментального исследования по разгазированию глубинных проб и компонентному составу газов (более 350 проб), отобранных более чем из 50 скважин. Для прогноза фазовой принадлежности газа осинского горизонта Талаканского НГКМ использованы следующие статистические модели: дискриминантный анализ и метод коалиций, а также некоторые аспекты факторного анализа. При этом степень правильной классификации применяемой модели для обучающей выборки составляет 100%.

На основании обработанных данных можно сделать вывод о постоянстве значений концентраций в газе, находящемся в определенном фазовом состоянии при заданных термобарических условиях:

- растворенный в нефти при р и I пласта газ и, выделившийся в процессе однократного разгазирования нефти (рнг);

- свободный (прорывной) газ, приуроченный к нефтяной зоне залежи, но находящийся в свободном состоянии при создании пластовых условий в рУТ бомбе (св.);

- пластовый газ, приуроченный к чисто газовой зоне залежи и выполненный путем рекомбинации газа сепарации и сырого конденсата, отобранного в ходе исследований скважин на газоконденсатность в соотношении, измеренном на промысловом сепараторе (пг).

Анализ результатов по содержанию компонентов растворенного газа, выделившегося при однократном разгазировании глубинных проб осинского горизонта Талаканского НГКМ, показывает, что в его составе присутствует метан в объемных концентрациях от 35.8 до 62.5% при среднем значении 57%об., азот - от 0.6 до 3.1%, среднее 1.5%об.; диоксид углерода - от 0.02 до 0.2%, среднее 0.12%об.; содержание жидких УВ состава С5+высш. изменяется от 128 до 168 г/м3 при среднем значении 145 г/м3. Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение 0.005% об.

Свободный газ, выделяющийся из нефти при пластовых условиях характеризуется повышенным содержанием метана от 78.6 до 86.1% при среднем значении 82.0%об., азота - от 4.7 до 12.3%, среднее 8.7%об.; содержание жидких УВ состава С5+высш. практически неизменно и незначительно варьируется у значения 18.2 г/м3. Содержание гелия в свободном газе изменяется по пробам от 0.019 до 0.148% при среднем значении 0.086%об. Данный факт объясняется тем, что пластовая нефть в залежах осинского горизонта Талаканского НГКМ находится практически в насыщенном состоянии при термобарических условиях пласта, и даже малейшее снижение давления в стволе скважины (на глубине отбора проб) приводит к разгазированию нефти, где в качестве первых порций выделяется именно газ обладающим таким составом, что приводит к отбору избыточного количества газа. Видимо образование газовых шапок над нефтяными залежами в пределах всей Непско-Ботуобинской антиклизы объясняется повсеместными газовыделениями при незначительном уменьшении барических условий.

Автором был создан алгоритм расчета, позволяющий контролировать устойчивость работы скважин по газу на основании анализа устьевых проб газа, отобранных через приблизительно равные промежутки времени. Метод основан на представлении суммарного состава устьевого газа, обусловленного влиянием двух составляющих, состава растворенного в нефти газа, состава прорывного газа и их соотношения на текущий период (дату отбора проб).

Для расчета доли прорывного газа в скважине, значения концентрации 1 компонента в газе, отобранном из скважины в ]-ый промежуток времени, сопоставлялись с составами растворенного и прорывного газа газов соответственно виде:

раств.. прорыв., '1 *рЯСТЪ~и1__* прорыв

трасте 1" ''прорыв

)2

шт

(16)

где У/ - объемная доля компонента в газе;

, - добываемый объем

растворенного в нефти газа; Уприрыв — добываемый объем прорывного газа; /' — номер компонента; у - номер замера.

Операцией минимизации суммы квадрата разностей этих значений находился минимум, соответствующий определённому объемному соотношению растворённого сухого и газа.

На рисунке 5 приведены примеры расчетов с определением прорывов газа по составу устьевого газа. Для проведения расчетов, в качестве состава растворенного в нефти газа выбирается состав текущего газа (на период замера) по определенному критерию. Сущность критерия выбора заключается в попарном сопоставлении составов газа, решая (16) относительно объема прорывного газа на единицу объема растворенного газа и анализа генерированной матрицы объемов смешения. Элементами матрицы смешения являются: по столбцам — решения (16) по времени отбора, по строкам — решения (16) с использованием в качестве растворенного газа текущего (на время отбора) состава газа.

г "Л

0 У12 У.з • • У.п

0 У2з • . у2п

V2з 0 • Узп

V« ■ 0 У

где £(¡=¡>=0, Уу=- У^

Наибольшее количество неотрицательных элементов в строке указывает на то, что выбранный состав газа близок (до погрешности) составу растворенного в нефти газа

Состав прорывного газа оценивается с помощью покомпонентной экстраполяции в динамике отборов и термодинамического моделирования с привлечением данных об изменении термобарических условий от пластовых до измеренных на устьевой арматуре. Обычно состав прорывного газа близок к составу газа, выделяющегося в точке насыщения нефти газом при определенных Р и I.

Компонентный состав газа Растворенный газ Прорывно й газ Смешение Текущий газ (на дату отбора проб) Отклонение

Диоксид углерода 2.78 3.64 3.09 3.17 -2.6%

Азот 1.53 3.09 2.09 1.87 10.6%

в том числе, гелий 0.04 0.05 0.04 0.03 20.4%

Метан 52.40 76.14 60.81 61.15 -0.6%

Этан 16.21 11.48 14.53 14.11 2.9%

Пропан 14.66 4.48 11.05 9.97 9.8%

Изо-бутан 1.90 0.32 1.34 1.26 5.7%

Н-бутан 5.86 0.76 4.05 3.99 1.5%

Содержание С5+высш. , г/м3 152.59 2.90 99.6 99.7 -0.1%

Молярная масса, кг/кмоль 29.57 20.80 26.47 27.02 10.6%

Плотность при 20°С, кг/м3 1.23 0.86 1.10 1.12 20.4%

Относительная плотность (по

воздуху) 1.02 0.72 0.91 0.93 -0.6%

Содержание СЗ+высш. , г/м3 609 111 432 459 2.9%

Содержание С5+высш., г/м' 152.6 2.9 100 149.7 9.8%

Низшая теплота сгорания 1м^,

МДж/м3: 54.1 36.8 48 49.0 5.7%

8, м7мл- соотношение объемов прорывного растворенного газа

0.55

5, м3/м3

0.10 0.30 0.50 0.55

0.70

Разность квадратов отклонений (1) 1605.1 354.0 11.6 1.6 78.2

21/04/09

08/06/09

01/07/09

02/08/09

01/09/09

ммлю катю, мз/мз 1 2 3 4 5

1 0 -0.30 -0.09 -0.27 13.8

2 0.30 0 0.28 0.11 19.9

3 0.09 -0.28 0 -0.20 15.3

4 0.27 -0.11 0.20 0 19.2

5 -13.8 -19.9 -15.3 -19.2 0

Дата отбора 21/04/09 08/06/09 01/07/09 02/08/09 01/09/09 Прорывной газ

Диоксид углерода 3.59 2.78 2.97 3.17 3.63 3.64

Азот 2.05 1.53 1.88 1.87 3.09 3.09

в том числе, гелий 0.03 0.04 0.04 0.03 0.03 0.05

Метан 55.14 52.40 57.66 61.15 75.97 76.14

Этан 16.16 16.21 15.16 14.11 11.45 11.48

Пропан 13.06 14.66 12.40 9.97 4.47 4.48

Изо-бутан 1.67 1.90 1.55 1.26 0.32 0.32

Н-бутан 4.99 5.86 4.73 3.99 0.75 0.76

Содержание С5+высш., г/мЗ 107.16 152.59 119.41 149.71 10.26 2.90

255.93

Молярная масса, кг/кмоль 28.07 29.57 27.63 27.02 20.93 20.80

Плотность при 20 С, кг/мЗ 1.17 1.23 1.15 1.12 0.87 0.86

Относительная плотность (по воздуху) 0.97 1.02 0.95 0.93 0.72 0.72

Содержание СЗ+высш. , г/мЗ 507.62 608.64 498.33 459.32 118.13 111.0

Содержание С5+высш. , г/мЗ 107.16 152.59 119.41 149.71 10.26 2.90

Низшая теплота сгорания 1мЗ, МДж/мЗ: 50.45 54.12 50.27 49.02 37.01 36.76

MIXING RATIO, M3/M3 - соотношение объемов прорывного растворенного газа

21.04.09 08.06.09 01.07.09 02.08.09 01.09.09

Рисунок 4 - Пример использования оперативного мониторинга для учета прорывов газа в скважинах В приведенном примере на 1 м3 растворенного газа приходится 0.55 м3 прорывного газа. При газовом факторе растворенного газа 39 м3/т, текущий газовый фактор (с учетом прорывного газа) составляет 60 м3/т. Таким образом, разработанная методика позволяет в режиме реального времени вести мониторинг фазового состояния пластовой углеводородной системы, что позволяет оперативно принимать решения по управлению системой разработки. В частности, на Талаканском НГКМ оптимизированы режимы работы добывающих скважин, что позволило избежать остановок насосного оборудования по причине прорыва газа в скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что существующая нормативно-правовая база не регламентирует деятельность недропользователей в области определения источников поступления газа в добывающие нефтяные скважины. Доказано, что существующий метод дифференциации попутного газа на основе полученных данных лишь о величине газового фактора не позволяет достоверно идентифицировать источник поступления газа в добываемую продукцию. Решение этой проблемы возможно с применением уравнений состояния (Пенга-Робинсона, Соаве-Редлиха-Квонга и их модификаций).

Однако, определяющим фактором точности полученных по уравнениям состояния результатов является представительность исходных данных.

2. Экспериментально обоснована степень влияния растворенного в попутнодобываемой воде газа на количество и свойства продукции скважин.

3. Разработан алгоритм моделирования начального фазового состояния углеводородной системы в пластовых условиях, который в отличие от известных решений позволяет на стадии геологоразведочных работ прогнозировать наличие газовых шапок и рассчитать риск их образования.

4. Разработан и реализован в виде программного продукта алгоритм дифференциации попутного газа на источники его возникновения, позволяющий в оперативном режиме прогнозировать возникновение техногенных газовых шапок вокруг добывающих скважин.

5. Для условий Талаканского НГКМ объяснены причины снижения дебита скважин по нефти. Установлено, что при снижении пластового давления (на 10%, при этом пластовое давление остается выше давление насыщения) происходит образование техногенных газовых шапок в прискважинных зонах, в результате происходит снижение фазовой проницаемости по нефти и рост добычи попутного газа.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Гультяева H.A. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемом составляющих добываемой продукции скважин / H.A. Гультяева, В.В. Крикунов // Нефтяное хозяйство. -

2012,- №8. -С. 40-43.

2. Гультяева H.A. Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа / H.A. Гультяева, В.И. Шилов, О.В. Фоминых //Территория Нефтегаз. - 2013. - № 9. - С. 50-57.

3. Гультяева H.A. Энергетический потенциал попутно добываемого нефтяного газа. Учет прорывного газа в общем объеме добываемой продукции скважин / H.A. Гультяева, О.В. Фоминых // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 10. - С. 66-73.

4. Гультяева H.A. Массобмен в системе нефть-газ-вода и его влияние на добычу нефтяного газа / H.A. Гультяева, Э.Н. Тощев // Нефтяное хозяйство.

2013.-№ 10.-С. 100-103.

В других изданиях

5. Гультяева H.A. Разработка метода оперативного учета объемов прорывного и растворенного в нефти газа в сложнопостроенных залежах // Сб. тез. докл. науч.-практич. конф. молодых учёных и специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участков недр на территории ХМАО-Югры. - 2009. - № 9. - С. 104- 108.

6. Гультяева H.A. Преобразование результатов расходометрии многофазных систем к фактическим условиям приема и сдачи нефти и газа // Сб. тез. докл. науч.-практич. конф. молодых учёных и специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участков недр на территории ХМАО-Югры. - 2010.-№ 10.-С. 160- 166.

7. Гультяева H.A. Рациональное использование энергетического потенциала попутнодобываемого нефтяного газа на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз / H.A. Гульяева, В.В. Крикунов, В.И. Шилов // Сб. тез. докл. науч.-практич. конф. «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала на территории ХМАО-Югры. - 2010. - № 13- т. 1. - С. 455- 461.

8. Гультяева H.A. Газосодержание нефти - начальное, текущее, остаточное. Динамика изменения основных параметров пластовой нефти в процессе эксплуатации залежей / H.A. Гульяева, В.В. Крикунов, В.И. Шилов // Сб. тез. докл. науч.-практич. конф. «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала на территории ХМАО-Югры. -2011. —№14-т. 1.-С. 444- 453.

работах.

Соискатель

H.A. Гультяева

Издательство «Вектор Бук» Подписано в печать 20.08.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 135. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.