Несмотря на полную теоретическую и практическую доказанность присутствия парообразной влаги в пластовых газах практически всех газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и ее возможного влияния на их разработку, в России до последнего времени в большинстве случаев не рассматривалось влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений.
Присутствие водяного пара влияет на состав пластового газа, на его начальный и текущий конденсато-газовый фактор, на давление начала конденсации и конденсатоотдачу.
Разработка большинства газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется при упруговодонапорном режиме. Хотя некоторые залежи эксплуатируются и при газовом режиме. Для обоих режимов характерно снижение пластового давления. Несмотря на снижение давления, пластовая температура остается постоянной, что было подтверждено опытом разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Известно, что изотермическое понижение пластового давления приводит к возрастанию влагоемкости пластового газа, и дефицит влаги компенсируется частичным испарением остаточной воды [1].
Поэтому при проектировании разработки газоконденсатных месторождений появился вопрос учета увеличения влагосодержания природного газа на весь период разработки. Так как пластовое давление снижается изотермически, то изменение влагосодержания природного газ во времени — функция пластового давления, то есть:
W(t)=f(P(t))(1)
Моделирование процесса разработки производится посредством программных пакетов Eclipse (PVTi) и Petrel. Программа ECLIPSE отвечает за решение уравнений фильтрации флюида в пласте, уравнений фазового состояния пластовой смеси и др. Программа Petrel — это интегрированная среда геолого-гидродинамического моделирования, обладающая удобным интерфейсом для выполнения процессов проектирования скважин, задания свойств породы и флюида, выбора стратегии разработки и т. д.
Для того, чтобы насытить геологическую модель флюидом с определенными свойствами, необходимо произвести расчет всех необходимых характеристик в программном пакете ECLIPSE (PVTi) и экспортировать полученные характеристики в программный пакет Petrel. Для вычисления характеристик флюида в программу необходимо задать состав пластовой смеси в объемных концентрациях. Но прежде содержание пластовой смеси необходимо пересчитать на наличие в газе паров воды, согласно рисунку 1. Поэтому выделяется проблема пересчета состава газовой или газоконденсатной смеси [2, 3].
Рис. 1. Флюиды пластового газа газовых и газоконденсатных залежей
Таким образом разработана методика для подсчета характеристик природного газа с учетом увеличения влагосодержания:
1) выбор и обоснование методики расчета влагосодержания (в зависимости от начального пластового давления и пластовой температуры выбирается наиболее оптимальный и высокоточный метод расчета влагосодержания природного газа) [4];
2) расчет влагосодержания W при начальном пластовом давлении;
3) пересчет мольных долей каждого компонента в составе пластовой смеси с учетом паров воды;
4) моделирование эксперимента дифференциальной конденсации (расчет характеристик PVT (1) природного газа) в программе ECLIPSE (PVTi) и выгрузка таблиц (каждая характеристика рассчитывается в зависимости от пластового давления Pпл(t), с шагом уменьшения давления на 1МПа). При этом рассчитываются следующие параметры:
- конденсато-газовый фактор — объем конденсата в объеме газа (oil-gas ratio OGR) [м3/м3];
- объемный коэффициент газа (Bg) [м3/м3] — отношение объема газа, который он занимает в пластовых условиях, к тому объему, который он будет занимать при пересчете его в поверхностные условия;
- вязкость газа, µг [сПз].
5) расчет влагосодержания W при давлении забрасывания (как было описано раннее влагосодержание природного газа по мере падения пластового давления увеличивается, и следует рассчитать эту разницу);
6) пересчет мольных долей каждого компонента в составе пластовой смеси с учетом паров воды;
7) расчет характеристик PVT(2) природного газа в программе ECLIPSE (PVTi);
8) вычисление истинных характеристик PVT(P) природного газа от давления (на любой период эксплуатации месторождения) путем интерполяции результатов PVT(1) и PVT(2):
(2)
Литература:
- Лобастова Г. С. Прогнозирование влагосодержания газа в системах газодобычи: дис. канд. техн. наук: 25.00.17. — Уфа, 2003. — 153 с.
- Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учебное пособие / Е. А. Гладков; Томский политехнический университет. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. — 99 с.
- Пятибратов П. В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов. — М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015. — 167 с.
- Formula calculation methods of water content in sweet natural gas and their adaptability analysis. https://doi.org/10.1016/j.ngib.2014.11.004
