Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование влияния геолого-физических особенностей залежей на конденсатоотдачу

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование влияния геолого-физических особенностей залежей на конденсатоотдачу"

На правах рукописи

КРАСНОВА ЕКАТЕРИНА ИВАНОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НА КОНДЕНСАТООТДАЧУ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 АПР 2015

Тюмень —2015

005567295

005567295

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович Официальные оппоненты: - Ермолаев Александр Иосифович,

доктор технических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина», заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»;

- Неутолимое Дмитрий Юрьевич кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «ГазпромВНИИГАЗ», лаборатория проектирования и анализа разработки месторождений полуострова Ямал, старший научный сотрудник. Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»),

Защита состоится 30 апреля 2015 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 27 марта 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Практика разработки Вуктыльского, Уренгойского, Ямбургского и других газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений свидетельствует, что фактическое содержание конденсата в добываемом газе при истощении пластовой энергии, как правило, ниже, чем полученное при РУТ-экспериментах. Экспериментальные исследования основаны на моделировании поведения углеводородной системы при изменении давления без учета влияния среды, в которой она находиться и насыщающих ее пластовых флюидов что влечет за собой ошибки при планировании добычи конденсата и коэффициентов его извлечения.

Конденсатоотдача при разработке валанжинских залежей в большой степени зависит от присутствия попутно добываемой нефти и воды. Снижение уровня добычи конденсата может происходить в результате увеличения объема рассеянной нефти и пластовой воды в продукции добывающих скважин. Повышенное содержание тяжелых фракций в составе добываемого пластового газа, характерное для многопластовых месторождений, обуславливает нарушение процессов фазовых равновесий углеводородных систем. Разновременный ввод объектов в разработку приводит к образованию глубоких воронок пластового давления, что также влияет на увеличение пластовых потерь конденсата. Таким образом, выявление геолого-промысловых факторов, оказывающих влияние на поведение углеводородных систем и величину коэффициента извлечения конденсата, позволит обосновано решать задачи прогнозирования его добычи и достигаемых значений коэффициента извлечения конденсата (КИК) для реализуемой системы разработки месторождения.

Степень разработанности темы исследования

В развитие теории и экспериментальных исследований газожидкостных систем, изучение свойств многокомпонентных смесей и исследование фазовых процессов углеводородных систем большой вклад внесли многи

отечественные ученые: З.С. Алиев, А.И. Брусиловский, Т.А. Ботнева, A.C. Великовский, А.И. Гриценко, H.A. Гужов, Г.Р. Гуревич, А.И. Дзюбенко, А.Г. Дурмишьян, H.A. Еременко, К.Е. Зинченко, Л.М. Зорькин, JI.A. Ильченко, В.В. Истомин, Ю.М. Корчашкин, Ю.П. Коротаев, В.И. Лапшин, Ю.Ф. Макогон, А.Х. Мирзаджанзаде, A.A. Мосин, А.Ю. Намиот.

В работах авторов Т.Д. Островской, В.И. Петренко, Е.И. Петрушевского, В.В. Радченко, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисова, H.A. Тривуса, О.Ф. Худякова, А.Б. Цатурянца, П.Т. Шмыгли, В.В. Юшкина, С.М. Лютомского и др. рассмотрены способы расчета физико-химических свойств пластовых газов и термодинамические аспекты конденсации углеводородов и прогнозирование коэффициента извлечения конденсата.

Среди зарубежных исследователей можно выделить работы Д. Катца, К. Додсона, М. Стендинга, И. Мак-Кетта, Е. Мак-Карти, В. Бойда.

Анализ имеющейся информации, посвященных вопросам исследования показал, что при решении данной задачи экспериментальное термодинамическое моделирование позволяет прогнозировать динамику добычи углеводородного сырья (УВС) и текущего значения КИК для реализуемых систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Кроме этого, необходимо определить основные проблемы и сложности, которые препятствуют прогнозированию конденсатоотдачи валанжинских залежей стандартных и общепринятых подходов.

Цель работы

Исследование изменения конденсатоотдачи в процессе разработки валанжинских залежей путем изучения степени влияния на КИК их основных геолого-физических особенностей экспериментальными методами.

Задачи исследования

1. Изучение факторов, оказывающих влияние на величину коэффициента извлечения конденсата в процессе разработки месторождений;

2. Выявление закономерностей изменения значений коэффициента извлечения конденсата при наличии паров воды в углеводородной системе;

3. Оценка и анализ изменения величины КИК в зависимости от количества пластовой нефти в продукции добывающих скважин;

4. Анализ влияния неравномерного ввода залежей в разработку на текущую величину КИК;

5. Прогноз конденсатоотдачи в условиях разработки валанжинских залежей Уренгойского месторождения на основе проведенных лабораторных исследований.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются газоконденсатные смеси углеводородов валанжинских залежей Уренгойского месторождения; предметом -термодинамические процессы, проходящие в пластовой системе при наличии паров воды и пластовой нефти.

Научная новизна

1. Выявлены закономерности изменения величины конденсатоотдачи на основе выполненного анализа фактических геолого-промысловых результатов разработки валанжинских залежей и экспериментально определены изменения прогнозных значений КИК при различной степени влияния геолого-физических факторов: разновременного ввода залежей в разработку, остаточного содержания паров воды и наличия пластовой нефти в продукции добывающих скважин;

2. Выполнена обобщенная оценка экспериментальных результатов прогнозирования КИК, определены пластовые потери конденсата и обоснованы уточненные прогнозные значения КИК для реализуемой системы разработки.

Теоретическая значимость работы

1. На основе экспериментальных исследований газоконденсатных смесей валанжинских залежей выявлено изменение КИК в зависимости от наличия

паров воды в углеводородной системе, попутно добываемой нефти и последовательность ввода объектов в разработку;

2. С учетом особенностей геолого-физических факторов выполнена обобщенная оценка экспериментальных результатов прогнозирования КИК, определены пластовые потери конденсата и обоснованы уточненные прогнозные значения КИК для реализуемой системы разработки.

Практическая значимость работы

1.На основании выполненных экспериментальных исследований установлено влияние геолого-физических особенностей залежей на величину конденсатоотдачи, что позволяет более обосновано прогнозировать величину КИК в процессе разработки валанжинских залежей и вносить коррективы в проектные и управленческие решения.

2. Полученные результаты экспериментальных РУТ-исследований отражены в ОНИР «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородов валанжинских отложений Уренгойского региона» и позволили уточнить уровни добычи конденсата с учетом текущего состояния разработки.

Методология и методы исследований

Для получения результатов исследования в диссертационной работе использована совокупность научных методов:

1. Статистические методы обработки результатов промысловых данных.

2. Экспериментальные исследования углеводородных смесей методами контактной, дифференциальной и контактно-дифференциальной конденсации с последующим изучением их компонентного состава.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика прогнозирования КИК при содержании в газоконденсатной системе паров воды и наличия пластовой нефти.

2. Способ определения КИК при неравномерном вводе объектов в разработку.

3. Методика обоснования величины КИК на основе обобщения экспериментальных результатов для реализуемой системы разработки.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает проведение экспериментальных исследований фазовых переходов многокомпонентных нефтегазоконденсатных систем с использованием комплексного лабораторного оборудования и современных объемно-метрических PVT-установок с применением компьютерных технологий.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа» и пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Степень достоверности работы

Достоверность научных положений подтверждена промысловыми данными и экспериментальными исследованиями фазовых процессов газоконденсатных систем. Результаты, полученные автором в работе, согласуются с опубликованными данными по теме диссертации.

Апробация результатов исследований

Основные аспекты диссертационной работы и ее основные положения докладывались на III Всероссийской конференции «Аналитические приборы» (Санкт-Петербург, 2008 г.); VII Международном молодежном нефтегазовом

форуме (Казахстан, Алматы, КазНТУ, 2011 г.); Европейском нефтяном конгрессе «Восток встречает Запад», (Польша, Краков, AGH University, 2011 г.); IV Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», (Тюмень, 2011г.); XVI Международном научном симпозиуме им. академика М. А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2012 г.); Международной научно-практической конференции «Технологии в нефтегазовой инженерии» (г. Ивано-Франковск, 2012 г.); Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты» (Москва, РГУНиГ им. Губкина 2010-2012 гг.), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2012-2014 гг.).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 7 печатных работах, в том числе в трех статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 143 наименования. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, включая 27 рисунков и 27 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы исследования, цель и основные задачи работы, научная новизна, практическая ценность диссертационной работы, основные защищаемые положения.

В первом разделе рассмотрены проблемы разработки нефтегазоконденсатных месторождений, обусловленные особенностями фазовых процессов многокомпонентных систем. Многолетний опыт разработки таких месторождений позволяет представить их как сложные углеводородные системы.

В развитие теории и экспериментальных исследований газожидкостных систем, моделирование и расчет их свойств, прогнозирование коэффициента извлечения конденсата и термодинамические аспекты конденсации углеводородов большой вклад внесли такие отечественные исследователи, как З.С. Алиев, А.И. Брусиловский, Т.А. Ботнева, A.C. Великовский, А.И. Гриценко, H.A. Гужов, Г.Р. Гуревич, А.И. Дзюбенко, А.Г. Дурмишьян, H.A. Еременко, К.Е. Зинченко, Л.М. Зорькин, JI.A. Ильченко, В.В. Истомин, Ю.М. Корчашкин, Ю.П. Коротаев, В.И. Лапшин, Ю.Ф. Макогон, А.Х. Мирзаджанзаде, A.A. Мосин, А.Ю. Намиот, Т.Д. Островская, В.И. Петренко, Е.И. Петрушевский, В.В. Радченко, Г.С. Степанова, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Тривус, О.Ф.Худяков, А.Б. Цатурянц, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин, С.М Лютомский и др.; зарубежные - К. Додсон, Д. Катц, М. Стендинг, И. Мак-Кетт, Е. Мак-Карти, В. Бойда. и другие.

Большинство исследователей подчеркивают важность

экспериментальных исследований газоконденсатных систем, которые дают прямые данные и позволяют выявить определенные закономерности их поведения в конкретных геологических условиях. В этой связи автором выполнен обзор и анализ отечественного и зарубежного оборудования, используемого для исследования углеводородных системах. Выявлены преимущества и недостатки приборов, дана оценка погрешностей измерений при проведении экспериментальных PVT-исследований. Наряду с отечественными установками достаточно широкое применение в Российской практике нашло зарубежное оборудование. На основании проведенного анализа в качестве инструмента исследований автором выбрано оборудование нового поколения фирмы Chandler Engineering/Ametek, которое позволяет эффективно провести исследование величины КИК от изменения геолого-физических особенностей залежей со специализацией на типовых флюидах, встречающихся нефтегазоконденсатных месторождениях.

Таким образом, конструктивные особенности установки позволяют исследовать флюиды при наличии остаточного содержания нефти и пластовой воды в углеводородной системе, а также определять текущие и прогнозные значения КИК в процессе реализуемой системы разработки месторождения. Обоснование результатов дает возможность выбора оптимального способа разработки и увеличения компонентоотдачи.

Автором проанализированы результаты промысловых и лабораторных исследований физико-химических свойств конденсатов валанжинских залежей Уренгойского месторождения. При обосновании прогноза добычи конденсата и величины КИК использованы данные экспериментальных исследований углеводородных систем. Принятые для расчетов прогнозные кривые текущего значения потенциального содержания конденсата в пластовом газе, по объектам разработки приведены на рисунке 1.

—— I объект

Пластовое давление, МПа

Рисунок 1 - Динамика текущих величин потенциального содержания конденсата в добываемом газе по объектам Уренгойского месторождения

В среднем по месторождению первоначальное потенциальное содержание конденсата равно 170 г/м3. При этом каждая залежь имеет свою газоконденсатную характеристику и при одновременной эксплуатации нескольких залежей в объекте, в зависимости от режима работы скважины,

наблюдается их взаимовлияние. Динамика прогнозной величины потенциального содержания конденсата в пластовом газе по результатам РУТ-исследований и фактическим промысловым данным, для четвертого эксплуатационного объекта приведена на рисунке 2.

и

о

О 5 10 15 20 25 30

Давление, МПа

Рисунок 2 - Динамика прогнозной и фактической величины содержания конденсата в пластовом газе

Анализ разработки месторождения позволил выявить, влияние геолого-физических особенностей залежей на пластовые потери углеводородов и прогнозную добычу конденсата.

Во втором разделе автором экспериментально установлено изменение значений КИК от содержания воды в пластовой системе.

При пластовых термобарических условиях газоконденсатные системы содержат конденсационную воду в парогазовом состоянии. Пары воды влияют на пластовые потери углеводородов на всех этапах разработки месторождения. В зависимости от коллекторских свойств пород вода занимает различную часть порового объема. Для валанжинских залежей Уренгойского месторождения коэффициент водонасыщенности варьируется в пределах 27 %-47 %, а в нижележащих газоконденсатных залежах ачимовских отложений, количество водяных паров достигает 56 %, находящихся при более высоких давлениях и

температурах. В таблице 1 приведены результаты анализа промысловых данных о водонасыщенности валанжинских залежей.

Таблица 1 - Промысловые данные о водонасыщенности коллекторов валанжинских залежей

Наименование залежи Термобарические условия залежи Пористость, % Водонасыщенность, %

Давление, МПа Температура, °с

бу,.2 21,29 62 17,8 25,9

бу5 22,50 65 18,1 26,1

бу8° 25,0 72 14,3 46,8

бу8 25,0 72 12,98 38,4

бу9 25,50 73 15,69 36,6

БУю-и 26,39 75 14,9 35,2

БУР 27,49 79 13,6 34,7

БУ13 28,0 80 14,7 38,2

БУ,4 29,19 79 14,9 35,3

При разработке нефтегазоконденсатных месторождений водяной пар в залежи находится в контакте со свободной водой в порах, увеличивая их роль в водном балансе, т.е. пар находится в двухфазной области. Для выявления влияния воды в пластовой системе на изменение значений КИК были выполнены PVT-исследования реальных углеводородных систем валанжинских залежей. Исследование зависимости КИК от наличия воды в пластовой системе осуществлялось по методике ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в основе которой лежит определение текущих потерь конденсата при снижении давления. Эксперименты заключались в исследовании влияния на пластовые потери конденсата паров воды при изменении фазового состояния многокомпонентной системы. Критерием для выбора концентрации воды в углеводородной системе послужила водонасыщенность пластовой системы при термобарических условиях залежи. Изучались рекомбинированные пластовые пробы реальных объектов разработки. По промысловым данным конденсато-газовый фактор составлял 390 см3/м3, пластовая температура 80 °С, давление 29,50 МПа. Наряду с исследованиями, проводимыми на установке Chandler

Ег^теепг^/АпШек по дифференциальной конденсации пластовой системы, дополнительно изучался процесс конденсации и испарения газоконденсатной системы, насыщенной парами воды. Для этого в ячейку-РУТ, к загруженной рекомбинированной газоконденсатной смеси добавлялась конденсационная вода (из расчета к системе 36,3 см3/м3). Прогнозные кривые, полученные при РУТ-исследовании методом дифференциальной конденсации пластовой системы, изображены на рисунке 3.

Рисунок 3 - Кривые дифференциальной конденсации пластовой системы:

1 - кривая кондесации пластовой газоконденсатной системы;

2 - кривая кондесации пластовой системы «конденсат-вода»

3- кривая конденасации для системы «газ-вода».

По результатам эксперимента, проведенного методом дифференциальной конденсации углеводородов при отсутствии воды в системе (кривая 1, рисунок 3) давление начала конденсации углеводородов составило 29,5 МПа, что соответствует начальному пластовому. Пластовые потери конденсата составили 91,3 см3/м\ при давлении максимальной конденсации -11,8 МПа. Конечные пластовые потери конденсата при давлении 0,1 МПа составили 67,6 см7м3. На основании полученных данных КИК равен 0.68. Характер кривой пластовых потерь конденсата в присутствии воды (кривая 2) указывает на усиление процесса ретроградной конденсации углеводородов, т.е. на большие пластовые

потери. Наличие воды в системе «конденсат-вода» при проведении эксперимента, повлияло на усиление конденсации системы. Давление максимальной конденсации равно 14,7 МПа, пластовые потери конденсата составили 120,7 см3/м3. Пластовые потери конденсата увеличились и составили 86,8 см3/м3. Результаты исследований показали, что возможен переход процесса конденсации воды в область испарения, т.е. появление свободной воды при разработке нефтегазоконденсатных залежей. При исследовании фазовых процессов по характеру кривой дифференциальной конденсации воды (кривая 3) видно, что наличие воды существенно влияет на объемы добычи конденсата. Прогнозная доля добычи конденсата без учета влияния воды показана на рисунке 4.

29% 32%

■ Пластовые потери конденсата

■ Добыча конденсата на этапе процесса конденсации

■ Добыча конденсата на этапе процесса испарения

Рисунок 4 - Прогноз распределения доли добычи конденсата без учета влияния воды в процессе разработки валанжинских залежей

Для условий разработки валанжинских залежей при отсутствии воды в системе, в период от давления начала конденсации до максимальной конденсации углеводородов на долю добычи конденсата приходится 39%. Прогноз по дальнейшей разработке от давления максимальной конденсации до достижения давления 0,1 МПа в области испарения углеводородной системы показал, что на ее долю приходится 29 % добычи конденсата. Пластовые потери конденсата составят 32 %. Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.

В опыте для системы «газ-вода-конденсат» конечные пластовые потери при конденсации и ретроградном испарении составили величину 40 %, то есть увеличились на 8 %.

Доля прогнозной добычи конденсата при наличии конденсационной воды в пластовой системе показана на рисунке 5.

■ Добыча конденсата на этапе процесса конденсации

■ Добыча конденсата на этапе процесса испарения

Рисунок 5 - Прогноз распределения доли добычи конденсата с учетом влияния конденсационной воды в процессе разработки

На долю разработки в области конденсации пластовой системы пришлось 34 % добычи конденсата, на период ретроградного испарения - 26 % добычи.

Показано, что в процессе разработки месторождения в области испарения происходит снижение концентрации воды в жидкой фазе с одновременным повышением содержания влаги в газовой фазе. При дальнейшем понижении давления увеличивается интенсивность испарения, образование парогазовой фазы возрастет, что является предпосылкой насыщения добываемой продукции конденсационной водой. Из-за замедления процесса испарения углеводородов отбор конденсата уменьшился в сравнении с опытом без содержания конденсационной воды (26 % и 29 % соответственно). Коэффициент извлечения конденсата составил 0,60.

На основании экспериментальных исследований установлено, что в процессе разработки месторождения за счет влияния воды на фазовые переходы происходит одновременная конденсация воды и углеводородов, вследствие чего усиливается взаимное влияние паров воды и конденсата. Пары воды выполняют двойную функцию, во-первых, растворяясь в газе, они эквивалентно замещают пары углеводородов в системе, во-вторых, повышают парциальное давление в газе, что приводит к дополнительному удержанию углеводородов в системе. Эффект влияния паров воды на конденсатоотдачу зависит от преобладания того или иного указанного фактора.

Таким образом, из результатов опытов следует, что конденсационная вода осложняет процесс разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

По данным PVT-исследований наличие её оказывает влияние на дифференциальное перераспределение углеводородных компонентов конденсата, что снижает величину КИК в реальных условиях Уренгойского месторождения на 8 % (с 0,68 до 0,60).

В третьем разделе выявлено, что, вследствие опережающего снижения пластового давления в газоконденсатной части в сравнении с нефтяными зонами, на III, IV, V и VI участках Уренгойского месторождения нефть поступает в газовую зону, оказывая влияние на процессы фазовых превращений углеводородов, в том числе на объем добычи конденсата.

В основной массе газоконденсатных скважин наличие пластовой нефти объясняется следующими причинами:

- взаимосвязью между пластами через литологические окна (наличие перетоков флюидов из соседних скважин, эксплуатирующих нефтенасыщенные пласты) а также остаточной нефтенасыщенностью коллекторов, а также наличием локальных линзовидных нефтенасыщенных прослоев.

Экспериментальное моделирование процесса разработки залежи при наличии пластовой нефти в газоконденсатной смеси, осуществлялось методом дифференциальной конденсации. Серия PVT-исследований по адаптированной методике заключалась в последовательном увеличении в системе концентрации нефти от 5 %, 10% до 15%- масс, от объема конденсата, содержащегося в пластовом газе. В ходе постановки и проведения серии опытов при пластовом давлении 28,10 МПа и температуре 80 °С уточнялась прогнозная величина КИК. Приведенные термобарические показатели в опытах близки к пластовым условиям валанжинских залежей; пробы нефти, газа и газового конденсата отбирались из реальных исследуемых объектов разработки.

Методика проведения исследований заключается в том, что выполнялась серия загрузок в ячейку-PVT с различным содержанием примеси нефти в газоконденсатной смеси. Система приводилась в равновесие фаз для каждой

загрузки, затем при снижении давления определялись пластовые потери конденсата. На основании полученных данных рассчитывалась величина КИК.

На рисунке 6 изображены кривые пластовых потерь конденсата при различной концентрации примеси нефти в системе.

Рисунок 6 - Диаграммы зависимости пластовых потерь конденсата от различной концентрации примеси нефти в системе

Результаты выполненных экспериментов показали, что при разработке месторождения для пластовой системы без примеси нефти в период процесса нормальной конденсации отобрано 42 % конденсата. При дальнейшей разработке на режиме истощения до давления 0,1 МПа в области испарения пластовой системы будет добыто 30 % конденсата. Пластовые потери конденсата составляют 28 %, коэффициент извлечения конденсата 0,72. Проведенные РУТ-исследования показали, что при наличии примеси пластовой нефти происходит интенсивный процесс конденсации, оказывающий существенное влияние на фазовое состояние газоконденсатной системы. Так, при снижении давления пластовые потери углеводородов возрастают, что снижает добычу конденсата. По результатам исследований установлено, что увеличение содержания примеси нефти в пластовой системе сопровождается снижением КИК.

Результаты опытов влияния примеси пластовой нефти на КИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Данные РУТ-исследований по влиянию примеси нефти на величину значений коэффициента извлечения конденсата

Параметр Процентное содержание примеси нефти в составе пластовой газоконденсатной системы

0% 5% 10% 15%

Прогнозные значения КИК 0,72 0,58 0,53 0,48

Выполненные РУТ-исследования на рекомбинированных пробах газа сепарации и насыщенного конденсата методом дифференциальной конденсации показывают, что фактический КИК составляет 0,58 при содержании примеси нефти до 5 %-масс. в системе. При дальнейшем увеличении содержания примеси нефти в системе до 10 %-масс., величина составляет 0,53, а при концентрации примеси нефти в системе 15 %-масс. его величина уменьшается до 0,48. Интенсивное выпадение пентанов в пласте приводит к снижению добычи конденсата в процессе разработки.

Таким образом, выполненные РУТ-исследования газоконденсатной системы валанжинских залежей при наличии в ней нефти показали, что при снижении давления интенсивнее нарушается равновесие между фазами. Присутствие нефтяных фракций в системе, в соответствии с результатами исследований, снижает КИК на 14%. Если учесть некоторое дополнительное рассеивание нефти из зон нефтяных оторочек месторождения за счет опережающей разработки газоконденсатных залежей, то негативное влияние нефти на долю добычи конденсата еще более возрастет.

В четвертом разделе приводятся результаты экспериментальных РУТ-исследований влияния системы размещения и последовательность ввода скважин в эксплуатацию на величину КИК.

В процессе эксплуатации месторождения ресурсоэнергетическим потенциалом пласта является равномерный ввод объектов в разработку. В условиях неравномерного ввода объектов в разработку и при наличии

пониженного пластового давления нефтяных оторочек, в газоконденсатной области наряду с дифференциальной конденсацией добыча углеводородов частично происходит в условиях контактной конденсации. За время эксплуатации месторождения пластовое давление нефтяной оторочки значительно снизилось, изменилось и количество конденсата в газе. Пластовое давление газоконденсатных залежей также снизилось, что привело к повсеместному выпадению конденсатообразующих компонентов в пласте. Эффект контактно-дифференциальной конденсации проявляется при опережающем снижении давления в нефтяной области относительно газоконденсатной залежи. Данное проявление способствует увеличению пластовых потерь конденсата, следовательно, снижению КИК.

Анализ разработки показал, что текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились по УКПГ-1 AB на 7,96 МПа, по УКПГ-8В на 6,48 МПа от начальных условий. Сформированы крутые депрессионные воронки, приуроченные к зонам расположения скважин. Произошло снижение пластового давления в нефтяной части I участка в сравнении с газовой областью пласта на 10 %. Обработанные результаты замеров пластового давления по скважинам на момент их ввода в эксплуатацию позволили оценить долю контактной конденсации. С пониженным начальным пластовым давлением введено в эксплуатацию около 35 % газоконденсатных скважин, в том числе 18 скважин по II объекту, 30 скважин по III объекту, 12 скважин по IV объекту разработки месторождения. Тем самым созданы условия для контактной конденсации углеводородов С5+ в процессе разработки за счет опережающего падения пластового давления в нефтяной оторочке в пределах 17,60 МПа -19,50 МПа, в газоконденсатной залежи -22,0 МПа - 24,0 МПа.

Для оценки влияния неравномерного ввода объектов в разработку на величину КИК с участием автора проведена серия PVT-исследований. Экспериментальное моделирование процесса разновременной разработки залежей по площади осуществлялось методом контактно-дифференциальной конденсации. Исследование заключалось в последовательном сочетании условий контактной и дифференциальной конденсации, основой его являлся отбор пластовой системы дифференциальным методом. В последующих

экспериментах выпуск пластовой смеси осуществлялся контактно-дифференциальным способом с долей участия контактной конденсации, соответственно, 10 %, 15 %, 20 % и 35 % от начального пластового давления. Зависимость изменения величины КИК от влияния различной доли участия контактной конденсации приведена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Диаграммы потерь конденсата, полученные методом контактно-дифференциальной конденсации пластовой системы

Из анализа видно, что при исследовании методом дифференциальной конденсации многокомпонентной системы на конечной стадии разработки пластовые потери составляют 54,04 г/м3. Давление начала конденсации в опыте совпало с пластовым давлением и равно 27,85 МПа. При 10 % - ой доле участия контактной конденсации пластовые потери возрастают до 82,50 г/м3, КИК равен 0,64; при 15%-ой доле участия контактной конденсации пластовые потери возрастают до 86,18 г/м3, КИК равен 0,62; 20%-ой доле участия контактной конденсации пластовые потери возрастают до 94,20 г/м3, КИК равен 0,58; при 35 % доле контактной конденсации пластовые потери возрастают до 105 г/м3, КИК равен 0,52. Так, влияние степени участия 10 % -, 15%-, 20%-, 35%-ной контактной конденсации снизило КИК на 6%, 8%,

12%, 18% соответственно в сравнении с опытами дифференциальной конденсации.

В таблице 3 приведен прогноз влияния разновременного ввода эксплуатационных объектов в разработку по площади, определяющего увеличение доли контактной конденсации на величину конденсатоотдачи.

Таблица 3 - Прогнозные значения КИК при влиянии разновременного ввода объектов в разработку по площади

Параметр Доля снижения пластового давления в нефтяной оторочке (доля контактной конденсации)

0% 10% 15% 20% 35%

Прогнозный КИК 0,70 0,64 0,62 0,58 0,52

На основании результатов экспериментальных исследований, автором установлено, что при неравномерном вводе объектов в разработку по площади необходимо учитывать влияние фазовых превращений углеводородов. Проявление эффекта контактной конденсации пластовой системы снижает величину КИК на 6 %.

В настоящее время пластовое давление в залежах валанжинских отложений приблизилось к условиям максимальной конденсации. При этом происходит переход преимущественно легких фракций конденсата в газовую фазу, что благоприятствует внедрению методов воздействия на пласт растворителями (углекислый газ, метан, этан) с целью доизвлечения выпавшего конденсата в залежи. Для этого была проведена серия РУТ-экспериментов методом дифференциальной конденсации: при заданном давлении в пластовую систему с помощью дополнительного пресса закачивали растворители с последующим созданием гомогенной смеси.

Результаты экспериментов по воздействию различных углеводородных растворителей на газоконденсатную систему валанжинских залежей представлены на рисунке 8. Результаты РУТ-исследований влияния углеводородных растворителей на фазовые процессы пластовой системы с

целью доизвлечения выпавшего конденсата и расчет величины конденсатоотдачи приведены в таблице 4.

140 Метан |0;63í 140

Пластовое давление, МПа

Рисунок 8 - Диаграммы изменения потерь конденсата при воздействии растворителей на газоконденсатную систему

Таблица 4 - Результаты экспериментальных РУТ- исследований влияния углеводородных растворителей на прогнозный КИК

Параметр Без реагентов Метан Углекислый газ Этан

Прогнозный КИК 0,60 0,63 0,68 0,71

Плотность конденсата, кг/м3 798 794 792,6 784,7

Пластовые потери конденсата, г/м"' 103,91 96,5 83,75 76,64

На основании проведенных экспериментальных РУТ- исследований выявлено, что доля влияния углеводородных растворителей на испарение выпавших компонентов конденсата в залежи различная. Наибольшее влияние на фазовые переходы углеводородов многокомпонентной газоконденсатной системы оказывает этан, затем по эффективности влияния на процесс испарения углеводородных компонентов следует отнести углекислый газ. Таким образом, при разработке валанжинских залежей на стадии ретроградного испарения с целью доизвлечения выпавшего конденсата рекомендуется производить закачку в пласт углеводородных растворителей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.В период ретроградной конденсации пластовой системы без воды прогноз по разработке показал, что КИК составляет 0,68. В эксперименте для газоконденсатной системы в системе «газ-вода» в период разработки в области конденсации пластовой системы величина КИК равна 0,60.

На основании результатов РУТ-исследований установлен факт увеличения потерь конденсата при наличии воды в углеводородной системе нижнемеловых отложений. Снижение величины КИК составляет 8 %.

2. Выполненные РУТ-исследования на показывают, что фактический КИК составляет 0,58 при содержании примеси нефти до 5 %-масс. в системе. При дальнейшем увеличении содержания примеси нефти в системе до 10 %-масс., величина КИК составляет 0,53, а при концентрации примеси нефти в системе 15 %-масс. его величина уменьшается до 0,48.

Наличие попутно добываемой нефти в продукции скважин, приведет к снижению КИК до 14 %.

3. На основании экспериментальных исследований установлено влияние на конденсатоотдачу неравномерного ввода объектов в разработку, снижающее величину КИК в реальных условиях на 6 %.

4. Значение КИК в процессе разработки валанжинских залежей Уренгойского месторождения с учетом общих пластовых потерь конденсата снижается до 28 %. На основании полученных результатов исследования произведено уточнение фактического КИК по объектам разработки валанжинских залежей.

5. Для определения конденсатоотдачи рекомендовано осуществлять учет геолого-физических особенностей на основе проведенных экспериментальных исследований.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Краснова Е.И. Влияние неравномерности разработки залежи на величину конденсатоотдачи // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - 2012. - № 5,- С. 36-39.

2. Краснова Е.И. Влияние конденсационной воды на фазовые превращения углеводородов на всех этапах разработки // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - 2012. - № 6,- С. 44-47.

3. Краснова Е.И. Оценка влияния нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки нефтегазоконденсатных залежей // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - 2013. - № 1,- С. 57-60.

В других изданиях:

4. Краснова Е.И. Метод определения параметров рекомбинирования пластовой смеси для прогнозирования разработки Ханчейского месторождения / Е.И. Краснова, И.И. Краснов, Т.Д. Островская // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Матариалы VI междунар. науч.-практ. конф. - Ставрополь, 2008. - С. 142-143.

5. Краснова Е.И. Изучение фазовых превращений пластовых смесей с помощью современных лабораторных установок // Нефтегазовые горизонты» при РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина: Материалы II междунар. науч.-практ. конф. - Москва .- 2010. - С. 213-214.

6. Краснова Е.И. Analysis of phase changes of reservoir mixtures by means of modern laboratory-scale plants // Восток встречает Запад: (European Student Petroleum Congress 'East meets West'): материалы европейского студенческого нефтяного конгресса. - Польша, Краков, AGH University, 2011. - С. 22.

7. Краснова Е.И. Прогнозирование конденсатоотдачи на установке PVT-соотношений при разработке залежей Уренгойского месторождения // Проблемы геологии и освоения недр: материалы XVI междунар. науч. симпозиум имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых. -Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - С. 97-98.

Соискатель

Е.И. Краснова

Подписано в печать 11.03.2015. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 199.

Библиотечно-издательский комплекс государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.