Спосіб визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових та газоконденсатних покладів на основі компонентовіддачі пласта

Реферат: Спосіб визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових, газонафтових та газоконденсатних покладів на основі компонентовіддачі пласта належить до нафтовидобувної промисловості. Спосіб включає відбір пластового флюїду з свердловини, замір пластового тиску, визначення компонентного складу видобутої свердловинної продукції, кількості кожного видобутого компонента пластового флюїду і наступне визначення початкових запасів вуглеводнів пластових покладів. Згідно з винаходом, в способі враховують початкову насиченість пласта водою і об'єм води, що була видобута, та тієї, що надійшла в початковий контур нафтогазоносності, стисливість скелета породи пласта і пластової води. Початкові запаси вуглеводнів пластових покладів визначають на основі рівняння стану речовини: Даний спосіб достатньо повно враховує фізичні процеси, що відбуваються в пласті, і є універсальним відносно пластового флюїду та режиму розробки покладу. UA 105978 C2 (12) UA 105978 C2 UA 105978 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до нафтовидобувної промисловості, зокрема до способів визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових, нафтогазових, газонафтових та газоконденсатних покладів. Відомий спосіб визначення запасів нафтових та газових покладів об'ємним методом, при якому розміри площі поширення покладу визначають оконтурюванням розвідувальними свердловинами [1]. Недоліком способу є необхідність буріння розвідувальних свердловин, в тому числі і за контуром нафтоносності, за якими визначають межі покладу. Відомий спосіб визначення меж покладу за результатами гідродинамічних досліджень свердловин [2]. Недоліком способу є необхідність використання при визначенні меж покладу коефіцієнта п'єзопровідності, який визначають окрім самих гідродинамічних досліджень, що вносить додаткову похибку у результати визначень розмірів покладів і тим самим і запасів флюїдів. Відомий спосіб визначення запасів нафтових та газових покладів методом матеріального балансу [3]. Спосіб ґрунтується на постійності маси речовини в процесі розробки. Залежно від режиму розробки покладу та повноти врахування фізичних процесів під час видобування рівняння можна поділити на три групи: пружний, змішаний та газовий режими. На практиці ж досить часто розробка родовищ відбувається на змішаних режимах, як наслідок розробки на виснаження, коли у нафтових покладах відбувається перехід на режим розчиненого газу, а у газових - розробка в умовах ретроградного випадіння та випаровування рідких вуглеводнів у пласті. Для нафтових родовищ, у такому випадку, застосовують узагальнений об'ємний коефіцієнт, який є функцією від тиску і розраховують в результаті диференціального розгазування. Той же підхід використовують для газоконденсатних покладів, коли за основу беруть криву диференціальної конденсації. Недоліком способу є відсутність можливості цілковитого врахування фізичних процесів, що проходять у пласті, а саме зміни об'ємних коефіцієнтів, гозо- та конденсатовмісту пластової суміші, необхідність визначення початкового агрегатного стану пластового флюїду та використання певного типу рівняння під визначений режим розробки та тип флюїду. Відомий гідродинамічний спосіб визначення запасів нафти та газу в недоступних для буріння зонах, який включає буріння нагнітальних свердловин на продуктивний пласт-колектор за межами розвіданої частини покладу, закачування в нього агентів для витіснення, відбір продукції з видобувних свердловин, розташованих в розвіданій частині покладу, заміри в них пластового тиску і визначення запасів нафти та газу за рівнянням матеріального балансу [4]. Недоліком способу є необхідність буріння ряду нагнітальних свердловин, нагнітання в них води, що призводить до значних економічних затрат, пов'язаних із необхідністю додаткового облаштування родовища, будівництва ряду наземних комунікацій, очисних споруд, трубопроводів та компресорної станції. Також недоліком способу є використання рівняння матеріального балансу, яке адаптоване для нафтового покладу в умовах розробки його на пружному режимі. Вказані недоліки призводять до обмеження використання способу. Найбільш близьким до способу, що заявляється, є спосіб визначення початкових запасів вуглеводнів, що включає відбір пластового флюїду через видобувні свердловини, визначення компонентного складу свердловинної продукції, замір пластового тиску, розрахунок фазової рівноваги пластової суміші на основі рівняння стану речовини з наступним визначенням запасів пластової суміші [5]. Недоліком цього способу є неврахування стисливості скелета породи пласта-колектора та води, відбору та надходження в поклад води, що призводить до обмеження використання способу. В основу винаходу поставлено задачу створити спосіб, який дозволяє більш повно враховувати фізичні процеси, що відбуваються в пласті, і в той же час є універсальним відносно пластового флюїду та режиму розробки покладу. Суть винаходу полягає у тому, що cпосіб визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових та газоконденсатних покладів включає відбір пластового флюїду з свердловини, замір пластового тиску, визначення компонентного складу видобутої свердловинної продукції, кількості кожного видобутого компонента пластового флюїду і наступне визначення початкових запасів вуглеводнів пластових покладів. Згідно з винаходом, враховують початкову насиченість пласта водою і об'єм води, що була видобута, та тієї, що надійшла в початковий контур нафтогазоносності, а також враховують стисливість скелета породи пласта і пластової води, а початкові запаси вуглеводнів пластових покладів визначають на основі наступного рівняння стану речовини незалежно від початкового агрегатного стану пластової суміші за початкових термобаричних умов: 1 UA 105978 C2 N0  5 BNв  P W  w  RT P  BA  P0 (1) де A , B - коефіцієнти рівняння; N0 , Nв - початкова та видобута кількість молів речовини, відповідно; R - газова стала; T - пластова температура; W , w - об'єм запомпованої та видобутої води, відповідно;  - об'ємний коефіцієнт пластової води;   - сумарний приведений коефіцієнт стисливості породи та пластової води; P0 , P - початковий та поточний пластовий тиск, відповідно. 10 15 20 Спосіб реалізується наступним чином. Для покладу вуглеводнів проводять заміри пластового тиску і визначають накопичені відбори води та рідких і газоподібних вуглеводнів. Після цього визначають компонентний склад свердловинної продукції на основі хроматографічного аналізу газу та фракційної розгонки за температурами кипіння рідких вуглеводнів. Визначають залежність об'ємного коефіцієнта пластової води, коефіцієнти об'ємної пружності пластової води та скелета породи пластаколектора від тиску. Для визначення об'ємного коефіцієнта води у необхідне виконання комплексу лабораторних досліджень, а за їхньої відсутності може бути використано середнє значення, яке становить 1,03 згідно з [6]. За заданими початкового компонентного складу пластової суміші знаходять початкові коефіцієнти надстисливості та молярні маси фаз та знаходимо коефіцієнт А за формулою: A  г0 zг0Mг0  (1  г0 )zp0Mp0 25 (2) де г0 - мольна частка газової фази за початкових пластових умов; zг0 , zp0 - коефіцієнт надстисливості газової та рідинної фази за початкових пластових умов, відповідно; Mг0 , Mp0 - мольна маса газової та рідинної фази за початкових пластових умов, відповідно. Мольну частку газової фази знаходять за наступною формулою: N Zi (Ki  1) 0 г 0 (Ki  1)  1 ,  i 1 30 35 (3) де Z i - коефіцієнт надстисливості і-того компонента; K i - коефіцієнт розподілу і-того компонента; Коефіцієнт розподілу і-того компонента знаходять як відношення мольної частки цього компонента в газовій фазі уi до його мольної частки в рідинній фазі xi. Зважаючи, що функція (3) є монотонно спадною, мольна частка газової фази може бути знайдена методом послідовних наближень або методом Ньютона. Після цього задають, що компонентний склад пластової суміші, що видобута на момент розрахунку рівний поточному і знаходять коефіцієнти надстисливості та молярні маси фаз та знаходять коефіцієнт В за формулою: B  г zгMг  (1  г )zpMp (4) 40 де г - мольна частка газової фази; z г , z p - коефіцієнт надстисливості газу та рідини, відповідно; 2 UA 105978 C2 Mг , Mp - мольна маса газу та рідини, відповідно. Знаходять кількість видобутих молів речовини за формулою: n k Nв    Nij (5) i1 j1 5 10 N де ij - кількість молів і-того компонента системи, що було видобуто на j-тому періоді розрахунку; n - кількість компонентів системи; k - кількість періодів розрахунку, за якими проводиться розрахунок кількості видобутого ітого компонента. Знаходять сумарний приведений коефіцієнт стисливості породи та пластової води за формулою: (1  в  P(n  вв ))   (1  в ) 15 (6) де n , в - коефіцієнти стисливості породи та пластової води, відповідно; в - початкова насиченість пласта водою; P - перепад між початковим та поточним пластовим тиском. Знайшовши вищезазначені коефіцієнти, розв'язують рівняння (1) та знаходять початкову кількість молів речовини. Уточнюють поточний компонентний склад пластової суміші за рівнянням: 20 ni  25 N0  n0i  Ni N0  Nв (7) де n0i , ni - початковий та поточний вміст і-того компонента в вуглеводневій пластовій системі, відповідно; Ni - сумарна видобута кількість молів і-того компонента. За уточненим складом знаходять коефіцієнти надстисливості та молярні маси фаз, що входять у рівняння (4), та знаходять коефіцієнт В після чого повторно розв'язують рівняння (1) та (7), поки не буде досягнуто задану точність розрахунку. Якщо обчислюють початкові запаси нафти (конденсату), виражені в масових одиницях, то їх розраховують по формулі: 30 Q0  N0  nн0  Mн0 35 (8) де nн0 - мольна частка нафти (конденсату) в початковій вуглеводневій пластовій системі; Mн0 - мольна маса нафти в початковій вуглеводневій пластовій системі. Якщо обчислюють початкові запаси газу, виражені в об'ємних одиницях, то їх розраховують по формулі: Q0  N0  (1  nн0 )  0,02404 40 (9) де nн0 - мольна частка нафти (конденсату) в початковій вуглеводневій пластовій системі. Враховуючи світові досягнення в галузі використання рівнянь стану речовини, їхню значну кількість та особливості застосування, за основу в розрахунках з визначення коефіцієнтів надстисливості фаз, мольної частки газової фази, компонентного складу кожної фази та коефіцієнтів розподілу компонентів між фазами, рекомендується використовувати рівняння, запропоноване Брусіловським А.І. [7]. В рівнянні враховуються коефіцієнти попарної взаємодії компонентів вуглеводневої суміші залежно від температури, їх критичні параметри та 3 UA 105978 C2 5 ацентричний фактор. Точність отриманих результатів вища, ніж за використання рівняння Пенга-Робінсона, та значно вища, ніж розрахунок за рівнянням Редліха-Квонга та його модифікацій. В порівнянні з іншими рівняннями особливо точно моделюється рідина. Практично всі рівняння стану Ван-дер-Ваальсового типу, що знайшли застосування в задачах проектування розробки та експлуатації родовищ природних вуглеводнів, є частковими формами чотирикоефіцієнтного рівняння стану. Загальний вигляд рівняння наступний: P 10 15 20 25 30 RT a  V  b V  c   V  d (10) де P - тиск; R - газова стала V - мольний об'єм; a , b , c , d - коефіцієнти рівняння. Приклад реалізації способу. Здійснено оцінку запасів газу газоконденсатного покладу одного з родовищ ДДЗ. Параметри пластового газу наступні: відносна густина по повітрю 0,958 ч. од., вміст 3 компонентів С5+ - 365,3 г/м , мольна частка С5+ - 5,3 %, тиск початку конденсації - 41,6 МПа, пластова температура - 92 °C, початковий пластовий тиск - 52,1 МПа. Оцінка запасів по даному об'єкту проводилась за трьома методиками. Методика 1 - згідно з вдосконаленим методом матеріального балансу для газоконденсатного покладу [8]. Методика 2 - за класичною методикою по залежності приведеного пластового тиску від накопиченого видобутку газу. Методика 3 - за формулою (1), для чого використано результати замірів компонентного складу газу та фракційної розгонки конденсату, що проводились в процесі розробки. Конденсат розбито на 12 фракцій від F1 до F12 відповідно за температурами кипіння та невикипаючим залишком. Компонентний склад суміші, яку було видобуто на певному етапі розробки, усереднювали і приймали постійним на цьому етапі. За прийнятим компонентним складом розраховували фізичні властивості вуглеводневої суміші та кількість видобутих молів речовини. Вхідні дані для розрахунку наведено у таблиці 1. Накопичені відбори пластових флюїдів подано відносно їх початкових запасів, перепад пластового тиску наведено відносно зміни від початкового значення. Початковий компонентний склад пластової вуглеводневої суміші наведено в таблиці 2, зміну компонентного складу газу та нафти в часі наведено в таблицях 3 та 4, відповідно. Графічно результати розрахунків за методиками наведено на фігурах 1, 2 та 3. Таблиця 1 Вхідні дані для розрахунку Номер розрахунку нафти 1 2 3 4 5 6 7 8,192 55,393 60,014 62,882 76,052 84,940 90,495 Накопичений видобуток води тис. т 0,826 0,988 1,034 1,065 1,193 1,360 1,422 газу 3 млн. м 36,400 102,100 113,400 123,000 149,000 164,800 174,000 Пластовий тиск, МПа 49,580 38,930 38,150 37,510 35,780 35,300 33,700 Таблиця 2 Початковий компонентний склад пластової суміш Компонент метан Мольна частка, % 74,14 етан 9,5 пропан і-бутан н-бутан СО2 4,82 0,34 0,99 1,5 35 4 N2 2,54 F1 1,461 F2 1,524 F3 0,272 UA 105978 C2 Продовження таблиці 2 Компонент Мольна частка, % 5 F4 0,952 F5 0,36 F6 0,336 F7 0,156 F8 0,29 F9 0,14 F10 0,08 F11 0,078 F12 0,523 У таблиці 5 наведено порівняння показників оцінки початкових запасів газу згідно із запропонованими методиками, з якої видно, що відносна похибка розрахунку у порівнянні з класичною становить близько 12 %. Зважаючи на величини похибок, які виникають в процесі оцінки запасів газу газоконденсатного покладу, за класичною методикою які є неприпустимими, рекомендується використовувати наведену методику, яка повною мірою охоплює фізичні процеси, що відбуваються в пласті, і в той же час є достатньо простою у використанні. Таблиця 3 Зміна компонентного складу газу в часі Номер розрахунку 3 густина, кг/м М, г/моль metan etan propan i-butan n-butan CO2 N2 1 2 3 4 5 6 7 0,660 19,000 85,124 8,627 2,257 0,331 0,782 1,344 1,535 0,750 21,660 73,719 15,141 6,347 0,973 1,364 2,326 0,130 0,730 21,080 68,204 16,225 6,841 0,834 1,798 2,692 3,406 0,730 21,080 68,204 16,225 6,841 0,834 1,798 2,692 3,406 0,730 21,000 75,656 15,871 4,372 0,231 0,874 2,945 0,050 0,730 21,000 75,656 15,871 4,372 0,231 0,874 2,945 0,050 0,760 21,950 71,925 15,927 2,379 0,968 2,077 3,377 3,347 10 Таблиця 4 Зміна компонентного складу конденсату Номер розрахунку густина, 3 кг/м М, г/моль F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7 F8 F9 F10 F11 F12 1 2 3 4 5 6 7 775,900 775,260 775,000 775,000 783,000 773,500 773,500 133,600 23,675 24,696 4,408 15,427 5,850 5,445 2,528 4,699 2,188 1,345 1,264 8,475 133,530 29,070 25,882 5,581 5,200 3,942 3,667 4,261 4,749 2,941 2,733 2,542 9,432 132,000 9,469 20,474 28,698 7,198 8,771 6,346 4,213 1,565 6,543 2,702 0,628 3,391 132,000 9,469 20,474 28,698 7,198 8,771 6,346 4,213 1,565 6,543 2,702 0,628 3,391 139,300 14,770 11,329 18,459 6,449 11,205 6,633 11,449 7,363 5,319 2,824 0,657 3,545 131,200 24,061 20,989 13,191 4,096 5,823 8,125 5,035 7,015 4,344 2,691 1,252 3,377 131,200 24,061 20,989 13,191 4,096 5,823 8,125 5,035 7,015 4,344 2,691 1,252 3,377 Таблиця 5 Порівняння величини отриманих запасів газу за методиками Методика розрахунку 1 2 3 3 Початкові запаси газу, млн. м 992,91 1143,04 1008,00 5 Відхилення відносно методики 2, % 13,1 0,0 11,8 UA 105978 C2 5 10 15 20 25 Ефективність від реалізації способу досягається за рахунок більш точного визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових, нафтогазових, газонафтових та газоконденсатних покладів, що в свою чергу відіграє важливу роль у подальшій розробці родовища та впливає на темпи розробки, об'єм буріння, величину капітальних вкладень пов'язаних як з будівництвом наземних комунікацій, так і з складанням проектної документації. Джерела інформації: 1. Мелик-Пашаев B.C. Методика определения параметров залежи нефти и газа для подсчета запасов объемным методом // B.C. Мелик-Пашаев, М.Н. Кочетов, А.В. Кузнецов, Л.П. Долина. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 270 с. 2. Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов. - Баку: Нефть и газ, 8, 1964. - с. 31-37. 3. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая технология и подсчет запасов нефти и газа // М.А. Жданов. - М.: Недра, 1981. - 453 с. 6 4. Пат. 2054188 Российская Федерация, МПК G 01 V 9/00 Гидродинамический способ определения запасов нефти и газа в недоступных для бурения зонах / Евтушенко Ю.С., Шевченко А.К., Желтов Ю.В.; заявитель и патентообладатель Евтушенко Ю.С., Шевченко А.К., Желтов Ю.В, заявка № 5008831/25; заявл. 11.11.91; опубл. 10.02.96, Бюл. № 3. 5. Чернов Б.О. Методика розрахунку матеріального балансу вуглеводнів методом математичного моделювання фазової рівноваги / Б.О. Чернов, B.I. Коваль, М.Є. Чернова // Наука и образование: сб. тр. Междунар. науч. конф., Коломбо (Шри-Ланка). - Хмельницкий: ХНУ, 2010. - С. 46-50. 6. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов // Учебник. Изд. 2 перераб. и доп. - М.: Недра, 1971. - 312 с. 7. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. - 575 с. 8. Чернов Б.О. Матеріальний баланс газоконденсатних покладів / Б.О. Чернов, B.I. Коваль. // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2012. - № 2(43) - С. 134-142. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 30 35 40 Спосіб визначення початкових запасів вуглеводнів нафтових, газових та газоконденсатних покладів, що включає відбір пластового флюїду з свердловини, замір пластового тиску, визначення компонентного складу видобутої свердловинної продукції, кількості кожного видобутого компонента пластового флюїду і наступне визначення початкових запасів вуглеводнів пластових покладів, який відрізняється тим, що при визначенні враховують початкову насиченість пласта водою і об'єм води, що була видобута, та тієї, що надійшла в початковий контур нафтогазоносності, а також враховують стисливість скелета породи пласта і пластової води, а початкові запаси вуглеводнів пластових покладів визначають на основі наступного рівняння стану речовини незалежно від початкового агрегатного стану пластової суміші за початкових термобаричних умов: N0  45 50 BNв  P BA W  w  RT P   P0 , де A , B - коефіцієнти рівняння; N 0 , Nв - початкова та видобута кількість молів речовини, відповідно; R - газова стала; T - пластова температура; W , w - об'єм запомпованої та видобутої води, відповідно;  - об'ємний коефіцієнт пластової води;   - сумарний приведений коефіцієнт стисливості породи та пластової води; P0 , P - початковий та поточний пластовий тиск, відповідно. 6 UA 105978 C2 7 UA 105978 C2 Комп’ютерна верстка І. Мироненко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 8