Экспериментальные исследования изменения пластовых потерь углеводородов при различном методе конденсации

Газпром ВНИИГАЗ, г. Москва, Россия

РГУ нефти и газа им. Губкина, г. Москва, Россия

ООО «Севернефть-Уренгой», г. Новый Уренгой, Россия

Экспериментальные РVТ- исследования газоконденсатной смеси для определения пластовых потерь углеводородов при различном методе конденсации, проводились на рекомбинированных пробах газа сепарации и насыщенного конденсата. Они были отобраны НТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» при промысловых исследованиях скважины 141, эксплуатирующей залежь БУ81-2 Ен-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения. Создание рекомбинированной пластовой пробы осуществлялось с учетом замеров дебитов газа, конденсата и воды. Определение объема загружаемого газа сепарации обусловливалось конструктивными особенностями установки Chandler Engineering и исходным конденсатогазовым факто-ром[1,2, 3]. Количество загруженного в ячейку- РVТ газа сепарации рассчитывалось по формуле:

V

г . с .

Т о • P • V

⁰ яч яч

Р о • _Z • (Т яч + 273)

• 11 - в • ( p  - Р   )U 1 + a • ( t  - T   ) ]

яч сеп         яч сеп

,  (1)

где V_г.с. – объём газа, в ячейке- РVТ при давлении загрузки Р_заг и температуре загрузки Т, см³;

Р_яч – давление в газоконденсатной ячейке, МПа;

Р₀ – давление при стандартных условиях, 0,103 МПа;

P_сеп – абсолютное давление, при котором отобрана проба газа сепарации из газосепаратора на промысле, МПа;

Т₀ – температура при стандартных условиях, ⁰К;

T_яч – температура, в газоконденсатной ячейке, ⁰С;

T сеп – температура, при которой отобрана проба газа сепарации, ⁰С;

z – коэффициент сжимаемости газа для условий загрузки Р_яч и T яч ;

β – коэффициент сжимаемости конденсата, 1/ата, по справочным данным, β =0,00018 1/ат=0,0018 1/ МПа;

α – коэффициент температурного расширения конденсата, 1/⁰С, по справочным данным α =0.0008 1/⁰С;

V_яч – объём газоконденсатной ячейки, занятый газом сепарации, см³.

На основе имеющейся информации о величине конденсатогазового фактора (КГФ) моделируется компонентный состав конденсата, который должен быть схож с реальным компонентным составом пластовой смеси. Для расчета загрузки количества насыщенного конденсата в ячейку- РVТ использовалась формула:

• = 283,64 X V X Рзаг X q X [1 — в Х (Рзаг — Ротб )]Х [1 + a Х (t3a2 — tom6 )] k                            106 X Z X t

где: Pзаг, Тзаг - давление и температура;

P_отб , t_отб - давление и температура при отборе пробы;

V _г - количество газа сепарации в ячейке- РVТ ;

q - объем насыщенного конденсата в ячейке- РVТ .

Таблица 1

Результаты исследований газоконденсатной пластовой системы Ен-Яхинского месторождения

Методы конденсации многокомпонентной углеводородной системы

Контактный		Дифференциальный		Контактно-дифференциальный 10%		Контактно-дифференциальный 20%
Давление, МПа	Пластовые потери, см3/м3	Давление, МПа	Пластовые потери, см3/м3	Давление, МПа	Пластовые потери, см3/м3	Давление, МПа	Пластовые потери, см3/м3
30.80	0.0	30.80	0.0	30.80	0.0	30.80	0.0
30.20	3.3	28.50	5.8	27.40	15.5	28.00	14.2
27.13	17.3	23.50	22.9	22.00	36.7	24.91	26.7
24.15	31.4	19.15	42.7	18.13	52.5	20.00	47.9
21.00	47.4	14.84	60.4	15.50	62.7	16.13	64.1
18.19	62.7	12.46	66.1	12.46	70.1	13.24	72.6
14.88	81.1	10.97	67.4	8.70	70.1	11.51	74.4
12.43	91.6	10.00	67.1	10.00	70.1	10.15	75.1
10.76	95.6	7.72	65.1	6.23	69.4	7.01	74.2
10.00	96.9	4.90	62.9	3.52	66.2	4.90	72.4
8.95	96.6	0.89	58.9	1.00	63.2	1.00	67.9
6.70	92.9	0.20	58.2	0.50	62.7	0.50	67.6
3.00	85.90	0.10	58.0	0.00	61.7	0.00	66.7
1.00	81.73	-	-	-	-	-	-
0.10	80.06	-	-	-	-	-	-

Конденсатогазовый фактор (КГФ) анализируемой системы равен 215 см3/м3, плотность стабильного конденсата составляет 0,765 г/см3, молекулярная масса конденсата 122, пластовая температура 79 0С. После загрузки газа и насыщенного конденсата в ячейку-РVТ создавались пластовые условия. Однофазное состояние смеси показывает, что рекомбинированная газоконденсатная проба готова к изучению термодинамических свойств [4, 5]. Результаты экспериментальных исследований приведены в таблице 1.

При исследовании на данном оборудовании за основу были взяты отечественные методики, разработанные специалистами ВНИИГАЗа, предусмотренные действующими инструкциями. Отличительной особенностью является в основном конструкция оборудования и процесс проведения исследований. Приведенные данные исследований фазовых процессов являются средними значениями к моменту публикации. Их нельзя рассматривать как спецификационные значения [6]. Моделирование процесса разработки методом контактно-дифференциальной конденсации проводилось, поэтапным снижением давления, первоначально на 10% в системе контактным способом, а затем снижали до атмосферного давления дифференциальным способом с отбором газа при постоянном объёме системы [7, 8]. На рис. 1 приведены кривые пластовых потерь углеводородов при различных методах конденсации.

По данным исследований газоконденсатной системы скважины №141 Ен-Яхинского месторождения выявлено, что давление начала конденсации при различных методах составило 30,80 МПа и равно пластовому давлению. Так по фазовому состоянию изучаемая газоконденсатная система является насыщенной. Из рис. 1 видно, что при контактном методе давление максимальной конденсации составило 10,0 МПа, при дифференциальном – 12,65 МПа, при участии 10% контактной конденсации (контактно - дифференциальный метод) давление равно 11,50 МПа, при участии 20% контактной конденсации 10,80 МПа.

Пластовые потери при дифференциальном способе конденсации составили 58,0 см3/м3, при контактнодифференциальном способе пластовые потери увеличились на 8,7 см3/м3.

Таким образом, при контактной методе конденсации КИК составил 0,478 при дифференциальной конденсации КИК увеличился и равен 0,622, при контактно-дифференциальной конденсации при снижении давления на 10% контактным способом коэффициент извлечения конденсата стал ниже и составил 0,598, а при снижении давления на 20% контактным методом от пластового давления КИК равен 0,566. При проявлении контактной конденсации в процессе разработки газоконденсатной залежи коэффициент извлечения конденсата снижается на 4% при участии 10% контактно-дифференциального метода, и уменьшается на 9% при 20% снижении давления. Пластовые потери конденсата увеличились на 15%.

Рис. 1. Кривые пластовых потерь углеводородов при различных методах конденсации.