![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Газогидратные залежи.
В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: " Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др. В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Тпл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения. При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи. Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа: I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени. Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта. II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи. При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи. III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели. Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δ t, t; имеет вид:
Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта, Т1(t) – температура в газоносной части в момент t, Т2P(t) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и гидратонасыщенных зон пласта), α 1, α 2 – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи, Ω 1(t) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,
за интервал времени [ t – Δ t, t ],
Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.
1 - объемно - контактный механизм 2 - контактный механизм 3 - объемный механизм 4 - для запасов в газонасыщенной части пласта 5 - факт Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям. Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель. Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t> Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна hв(t). При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0, 65 - 0, 75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической Можно принять, что при α ост≈ 0, 2, α ост.кр. ≈ 0, 3. Пока α ост < α ост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:
При снижении По зависимости hв=f(α Ω) определяют hв i. Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:
Для рассматриваемого периода, когда α ост < α ост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Qq=Q(t) легко установить временные зависимости для искомых параметров Подстановка в уравнение (4) вместо α ост (t) величины α ост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время ТП , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта. Уравнение (4) для момента ТП имеет вид:
где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность. По формуле (6) вычисляется Ω (ТП) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах. После достижения условия α ост = α ост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:
где: Qзащ.(t) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t. Для вычисления Qзащ.(t) используют следующее соотношение:
где: По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени ТП, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности. В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли. Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:
Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.
|