Влияние техногенных и природных газогидратов на результаты исследования и работы скважин

УДК 622.279.23 М.К. Тупысев

Влияние техногенных и природных газогидратов на результаты исследования и работы скважин

Впервые в России с природными газогидратами в пластовых условиях встретились при освоении Мессояхского месторождения1. Первоначально некоторые эксплуатационные скважины были пробурены со вскрытием всей продуктивной толщи, верхняя часть которой, как было выявлено впоследствии, представляла из себя гидратонасыщенную залежь. При исследовании и работе скважин, вскрывавших всю продуктивную толщу, а также скважин со вскрытием только нижней безгидратной части залежи были замечены существенные отличия. Для примера на рис. 1 приведены результаты обработки данных исследования скв. 118 на установившихся режимах фильтрации. Скважина вскрывает нижнюю безгиратную часть продуктивной залежи. Результаты ее исследования (с некоторым разбросом полученных значений на четырех режимах) позволяют определить коэффициенты фильтрационного сопротивления в двучленной формуле притока газа по полученному уравнению тренда (А = 0,0045 МПа2/(тыс. м3/сут); В = 0,0001 МПа2/(тыс. м3/сут)2), как в обычной газовой скважине. При исследовании скв. 157, вскрывающей весь продуктивный разрез, были получены существенные отличия: по мере увеличения депрессии на пласт и дебита газа в продукции скважины отмечено возрастающее содержание воды и песка (рис. 2) до третьего режима, далее по мере роста депрессии содержание отмеченных фракций сократилось до нуля. Расчет забойных температур в верхнем газогидратном (Т^ и нижнем газонасыщенном пластах (Т2) и сравнение их с равновесной температурой гидратообразования (Тр) (см. рис. 2) показали, что верхний пласт после третьего режима стал работать в условиях гидратообразо-вания. На основании таких исследований было сделано предположение о том, что причиной выноса песка и жидкости из таких скважин является процесс разложения гидратов в верхнем пласте, сопровождающийся разрушением коллекторов, поскольку газогидраты для них - цементирующее вещество.

На режимах техногенного гидратообразования процесс разложения гидратов прекращается и верхний пласт практически отключается от разработки - это заметно по снижению продуктивности скважины. Индикаторные линии, полученные в результате обработки этих исследований (рис. 3), типичны для многопластовых залежей: по первым точкам зависимости (P^ - P32e) от Q можно найти значение фильтрационного коэффициента А, характеризующего весь продуктивный разрез, а по результатам следующих режимов - коэффициент А1, характеризующий параметры только нижнего пласта. При этом следует отметить, что на последних режимах нижний пласт также работает в условиях гидратообразования в призабойной зоне (см. рис. 2, Т2 < Тр), поэтому индикаторные линии отклоняются к верху.

По результатам аналогичных исследований для освоения Мессояхского месторождения было принято решение о вскрытии эксплуатационными скважинами только нижней безгидратной части продуктивной залежи.

При разработке низкотемпературных газовых залежей, аналогичных рассматриваемой Мессояхской, когда пластовые термобарические условия близки к равновесным гидратообразования, необходимо рассматривать неизотермическую фильтрацию газа к скважине. В призабойной зоне по мере снижения температуры газа за счет дроссель-эффекта могут возникнуть благоприятные условия для гидратообразования.

Ключевые слова:

газовое

месторождение, скважина, природные и техногенные газогидраты.

Keywords:

natural gas field, gas well, natural and technogenic gas hydrates.

1 Мессояхское месторождение, расположенное на Гыданском п-ове в Тазовском районе

Ямало-Ненецкого АО, было открыто в 1967 г.

» Р2 0,0001х + 0,0045

- Р2

-•- Р - Р^Ж Я х " --

Ш

^ - " ^

50

200

0,045 0,040 0,035 0,030 0,025 0,020 0,015 0,010 0,005 0,000

250

ä; К

100 150

Дебит скважины, тыс. м3/сут

Рис. 1. Результаты обработки данных исследования скв. 118 Мессояхского месторождения -

зависимости АР2 и АPLIQZ от Q

s * а ^

о2

400 350 300

250 -200 150 100 50 0

1 1 1 1 1

— - - T р —•— V

--к.- G —♦— 2

~ —

* «—»

- ***

—

—1 —*

0

0,1

0,2

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Депрессия на пласт, МПа

0,9

1,0

1,1

1,2

16 14 12 10 8 6 4 2 0

1,3

Рис. 2. Результаты исследования скв. 157 Мессояхского месторождения

о

о

E-T

16 14 12 10 8 6 4 2 0

- —

— es = — — -

—

A A1 -

ф Р2Ш - Р2 тб - Р^Ж

—•- (Р2 1

50 100 150 200 250

Дебит скважины, тыс. м3/сут

300

350

0

0

- 0;

- 0;

- 0;

- 0;

- 0;

- 0;

- 0;

0: 400

045 040 035 030

Öi

025 2

020

015

010

005

000

Рис. 3. Результаты обработки данных исследования скв. 157 Мессояхского месторождения - зависимости АР2 и APLIQZ от Q

0

Таким образом, фильтрация газа будет происходить при наличии двух зон - гидрат-ной, прилегающей к стенке скважины, и безгидратной. При задании режимов освоения скважин, их исследовании и эксплуатации важно знать динамику возможного гидратообразования в призабойной зоне и влияние этого процесса на показатели работы скважины. Для исследования поставленной задачи необходимо решить систему достаточно сложных дифференциальных уравнений с подвижной границей раздела указанных двух зон:

1) уравнение фильтрации газа с учетом изменения фазовой проницаемости от водо (гидрато)насыщенно сти;

2) уравнение фильтрации воды (остаточной и конденсирующейся из газа) - уравнение изменения насыщенности влагой (гидратом) в зависимости от давления и температуры;

3) уравнение изменения температуры газа при неизотермической фильтрации;

4) уравнение зависимости количества выпадающей влаги от давления и температуры;

5) уравнение равновесных условий гидратообразования.

Задача неизотермической фильтрации газа в условиях увлажнения призабойной зоны и гидратообразования была решена аналогично задаче о накоплении конденсата в призабойной зоне [1, 2]. Исходные уравнения материального баланса для газа и жидкости использованы в следующем виде:

div [р/г ] = -md [ (1 - St)]

dt

m— = divV -BV p

7, Ж Л в

dt р0

dP -m(1 - S)— + V gradP dt

где рг - плотность газа (р0 - при стандартных условиях); т - пористость; t - время, с; Уг - скорость фильтрации газа, м/с; Уж - скорость фильтрации жидкости, м/с;

- водо(гидрато)насыщенность; Вл - коэффициент, характеризующий темп выпадения конденсационной влаги в призабойной зоне, г/м3Па; Ув - удельный объем воды в гидратном состоянии; Р - давление, МПа.

После ввода автомодельной координаты £ = -

ajPht

(где r - текущий радиус, м;

P

Рк - начальное пластовое давление, Па), безразмерных давлений F1 =

Ph

F& X, а) = S„ (r, t) (где Х =

Q., рЛ тт

nkhP^T 0

- безразмерный дебит скважины, Q г - дебит сква-

жины, м3/с; Р0 и Т0 - давление и температура при стандартных условиях; Тпл - пластовая температура, К; к - толщина пласта, м), = Т(Р, t)/T0, а также Д = Дж / Дг (где цж и цг - вязкость газовой и жидкой фаз), х = dF1/d£ получена искомая система уравнений для решения поставленной задачи:

Г у £ ф „ Л

dx

-1 - X. +

1 dF3 (1 - Fe F2) %

F F d% 4^фг

x + (1 -V.F2)% F +

4FзФг d%

4Фг

ф1 x

Ф, /

dF2

dF2

- ±+xl - BV Ph F

P% I d % %

d %

T

dF3 Ph 3. = D — x,

P F z

10i 3Z

1 - ve f2 + ^^x , x

1__^Ж x

1 P%x

где г - коэффициент сжимаемости газа; фг и фж - относительная фазовая проницаемость для газа и жидкости; фг и фж - те же величины, отнесенные к аналогичным при начальной влагонасыщенности пласта; Б - коэффициент дроссель-эффекта.

Уравнение (5) указывает на то, что изменение температуры газа в призабойной зоне рассчитывается только с учетом дроссель-эффекта. Данное положение доказано многими исследователями, поэтому автор рассматривает изоэнтальпийное расширение газа в призабой-ной зоне.

Дополнительным к системе (3)-(5) является уравнение для определения равновесных условий гидратообразования, позволяющее определять момент перехода из безгидратной зоны в гидратную:

Т = Л(Р(г, 0].

Влагосодержание газа преимущественно определяют по номограммам или по известной формуле Бюкачека:

№ = (А/Р + Б)СС,

Данное уравнение подбирается для каждого конкретного месторождения по его составу газа. Для Мессояхского месторождения эта зависимость имеет вид [3]:

где № - влагосодержание газа, г/м3; А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; В - коэффициент, зависящий от состава газа; Су и С - поправочные коэффициенты на удельный вес газа и соленость воды соответственно.

В работе [2] дается итоговое уравнение для определения влагосодержания газа с учетом имеющихся в литературе табличных данных для коэффициентов А и В (при контакте газа с водой):

№ = А/Р + 0,0418 ехр

Т = 19,9(1^ - 1) - 28,5.

(7) где

Для решения представленной выше системы уравнений необходимо предварительно провести исследования динамики влагосодер-дания газа в призабойной зоне и определить темп выпадения конденсационной влаги (коэффициент Вл в уравнении (4)) в случае увлажнения призабойной зоны.

Ае = 4,67 + 0,4/ + 0,0016/2 + + 0,00056/3 + 0,00000256/4

При контакте газа с гидратами влагосо-держание газа дополнительно уменьшается по мере падения температуры газа ниже равновесной температуры гидратообразования.

0,16 —

0,14 —

0,0

№ = 0,2017 - 0,0282АР; Рпг = 7,5 МПа

— № = 0,2108 - 0,0286АР; Рпг = 7,0 МПа

—в— № = 0,2214 - 0,0292АР; Рпг = 6,5 МПа

—•— № = 0,2041 -0,033АР

—*— № = 0,215 - 0,034АР

—— № = 0,2285 -0,0359АР

0,5

Депрессия на пласт, МПа

Рис. 4. Зависимость влагосодержания газа в призабойной зоне пласта от депрессии на пласт

Рис. 5. Зависимость времени работы скважины до момента достижения Sг = 0,5

от дебита скважины

В этом случае влагосодержание газа определяется как [4]:

= К^в,

где К = ехр(аг(Т - Т) / Т), аг ~ 3,59.

На рис. 4 приведены результаты расчетов динамики влагосодержания газа в при-забойной зоне применительно к условиям Мессояхского месторождения (нижняя газонасыщенная часть залежи, /гш = 10,5 °С) в зависимости от депрессии на пласт для трех значений пластового давления - 7,5; 7,0 и 6,5 МПа. На основании выполненных расчетов и графических материалов были определены темпы выпадения влаги (коэффициенты Вл) из пластового газа для исследованных пластовых давлений как коэффициенты при величинах АР в полученных уравнениях трендов на рис. 4 в безгидратной зоне и зоне гидратообра-зования (ЗГО).

По данным решения системы уравнений (3)-(5) с учетом зависимостей (7), (9), (11), а также полученных значений Вл для различных дебитов при Рт = 7,5 МПа (П = 10,5 °С) на рис. 5 построена зависимость времени работы скважины до момента достижения = 0,5 от дебита скважины. Данная величина призабойной зоны предполагает полную остановку скважины из-за гидратообразования за счет конденсационной влаги. На рисунке отражено, что при указанных пластовых термобарических условиях газовой залежи «беспроблемная» работа скважин возможна при дебитах ниже 200 тыс. м3/сут.

Такие расчеты позволяют оценивать информативные и стабильные режимы работы скважин при их исследовании или эксплуатации низкотемпературных месторождений газа.

В работе [5] аналогичные исследования по динамике влагосодержания газа и возможному гидратообразованию в призабойной зоне выполнены для условий Чаяндинского месторождения (Республика Саха (Якутия)).

Список литературы

1. Мирзаджанзаде А.Х. Разработка газоконденсатных месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Дурмишьян,

А.Г. Ковалев и др. - М.: Недра, 1967. - 356 с.

2. Тупысев М.К. Исследование фильтрационных задач при образовании гидратов в пористой среде: автореф. дис. ... канд. техн. наук / М.К. Тупысев. - М.: МИНХиГП

им. И.М. Губкина, 1976.

3. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев,

О.М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

4. Истомин В.А. Проблема обеспечения качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами / В. А. Истомин. -М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 77 с.

5. Тупысев М. К. Динамика гидратообразования в призабойной зоне при разработке низкотемпературных газовых залежей

(на примере Чаяндинского месторождения) / М.К. Тупысев // Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов: сб. мат. Всеросс. науч.-практ. конф. - Якутск: Ахсаан, 2011. - С. 177-180.

References

1. Mirzadzhanzade A .Kh. Gas/condensate field development / A.Kh. Mirzadzhanzade, A.G. Durmishyan, A.G. Kovalev et al. - Moscow: Nedra, 1967. - 356 p.

2. Tupysev M.K. Study of filtration tasks in the conditions of hydrating in a porous medium: synopsis of thesis... of the candidate of engineering / M.K. Tupysev. - Moscow: Gubkin MINHiGM, 1976.

3. Gritsenko A.I. Guidelines on well study / A.I.Gritsenko, Z.S. Aliyev, O.M. Yermilov et al. -Moscow: Nauka, 1995. - 523 p.

4. Istomin V. A. Problem of provision of natural gas quality and equilibrium of hydrocarbon systems with water phases / V.A. Istomin. - Moscow: IRTs Gazprom, 1999. - 77 p.

5. Tupysev M.K. Hydrating dynamics in the bottomhole zone during low-temperature gas deposit development (by the example of the Chayandinskoye field) / M.K. Tupysev // Theoretical and practical aspects of studies

of natural and artificial gas hydrates: collection of proceedings of the All-Russian scientific-practical conference. - Yakutsk: Akhsaan, 2011. -P. 177-180.