Изучение зависимости конденсатоотдачи от содержания конденсата в пластовом газе

Изучение сложных многокомпонентных систем Восточно-Уренгойского + Северо-Есетинского месторождения, с целью получения достоверной информации об изменении фазовых процессов, осуществлялось на основании экспериментального моделирования. Для получения прямой и объективной информации, отражающей изменение состава пластового газа, в процессе разработки месторождения использовалось современное комплексное оборудование [1, 3, 4].

Свойства конденсата, отобранного в процессе разработки залежи, изучались по пробам сырого конденсата и газа сепарации. На примере пластовых проб, по которым выполнены временные определения свойств конденсата в течение последних пяти лет эксплуатации, отмечается изменение начальных свойств конденсата, плотности, молекулярной массы, температуры начала кипения, содержания серы, парафинов. Исключением является проба из скважины № 206, в которой содержание парафина составляет 4,31%, что соответствует более высокому значению потенциального содержания конденсата по пласту (273,1 г/м3). Температура начало кипения конденсата изменяется от 54 до 1200С. По групповому углеводородному составу конденсат относится к нафтено-метановому типу, концентрация ароматических углеводородов изменяется от 8,5 до 22,37% массы.

Уменьшается потенциальное содержание конденсата в газе и давление начала конденсации углеводородной смеси. По замерам плотность конденсата снизилась с 0,7743 до 0,7574 г/см3, молекулярная масса – с 135 до 118, температура начала кипения – с 58,5 до 3800С, содержание парафина – с 0,75 до 0,26% массы. Потенциальное содержание конденсата уменьшилось с 183,95 до 130,58 г/м3 пластового газа, давление начала конденсации снизилось с 30,38 до 27,41 МПа.

При исследовании на оборудовании Chandler Engineering адаптировалась отечественная методика экспериментального РVT- исследования. Процесс конденсации углеводородов проходит при изменении давления в системе. Достижение давления начала конденсации может сопровождаться появлением в смотровом окне тумана, резким потемнением цвета или стекающих по смотровому окну капель конденсата, а также образованием пленки на границе "жидкость-газ". По результатам исследований были построены изотерм конденсации. Для этого в ходе опытов фиксировали изменение объема выпавшего конденсата в РVT-ячейке при различных давлениях [5-7].

По установлению влияния потенциального содержания конденсата на величину конденсатоотдачи в процессе разработки валанжинских залежей, проводилась серия специальных PVT-исследований для реальной газоконденсатной системы. Эксперимент заключался в последовательном отборе пробы газа методом дифференциальной конденсации при снижении пластового давления в системе (от начального пластового давления) до атмосферного 0,1 МПа [8-11].

Рис.1. Результаты PVT-исследований пластовых  газокон денсатных смесей.

Таким образом, на основании выполненных PVT-исследований видно, что давление начала конденсации почти по всем пробам (исключение составляют пробы, отобранных при больших депрессиях с возможным захватом части выпавшего в призабойной зоне конденсата) было ниже начального пластового давления. Однако четко выраженных закономерностей в динамиках давления начала конденсации или конечного коэффициента извлечения конденсата (КИК) по пластам не прослеживается. Конечный коэффициент извлечения конденсата по результатам термодинамических исследований изменяется по пласту БУ₁₆^1-4 от 0,560 до 0,763, по пласту БУ 17 ^1-2 – от 0,590 до 0,670. Поскольку исследования на газоконденсатность проводились с нарушением требований, предъявляемым к технологическим режимам работы скважин, то и результаты экспериментальных PVT-исследований рекомбинированных проб колеблются в довольно широких пределах. Реальные экономически рентабельные коэффициенты извлечения конденсата на давление забрасывания уточнялись по результатам расчетов показателей разработки на постоянно действующей трехмерной трехфазной геолого-технологической модели.