Определение пластовых потерь конденсата по данным экспериментальных PVT-исследований

Автор: Краснова Е.И.

Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 6 (55) т.10, 2014 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140221586

IDR: 140221586

Текст статьи Определение пластовых потерь конденсата по данным экспериментальных PVT-исследований

В процессе разработки газоконденсатных месторождений при падении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выпадение жидкой фазы, и состав добываемой пластовой смеси существенно меняется. Вследствие ретроградных явлений, происходящих в процессе разработки залежи, при давлении ниже давления максимальной конденсации начинается процесс прямого испарения выпавшей жидкой фазы, причем сначала наиболее интенсивно испаряются растворенные в жидкой фазе более легкие газовые компоненты, а затем компоненты группы С5+ - при более низких пластовых давлениях [1, 2]. Расчетным ме- тодом компонентоотдача определяется как отношение извлеченной из пласта в составе добываемой смеси массы компонента к его начальной массе в залежи. При сохранении принятых обозначений формула для расчета компонентоотдачи i-го компо-

( j +1)

нента на конец х    7 -го этапа снижения давления выглядит следующим образом:

где М c5+ - молярная масса группы С5+ в пластовой смеси, находящейся в ячейке - PVT ; Zc5+ - мольная доля в пластовой смеси группы С5+.

На основе экспериментальных данных определяют значение конденсатоотдачи, соответствующее давлению 0,1 МПа. Однако реальное значение конечного пластового давления значительно выше. Кроме того, именно при низких пластовых давлениях, не достигаемых в промысловой практике, происходит значительное увеличение содержания в газовой фазе компонентов группы С5+В [3-5]. Следовательно, традиционно определяемые значения конденсатоотдачи при давлении 0,1 МПа являются существенно завышенными по сравнению с реальными. В связи с этим большое значение приобретают зависимости от давления коэффициентов газо-, конденсато- и компонентоотдачи, получаемые в результате моделирования процесса дифференциальной конденсации. Коэффициенты извлечения а фракций группы С5+ значительно отличаются. Чем выше содержание тяжелых фракций группы С5+, тем интенсивнее она конденсируется и, следовательно, тем меньше степень ее извлечения из пласта [6, 7].

В интерпретации результатов экспериментов выполненных методом дифференциальной конденсации существуют, в том числе, следующие отличия. Для того, чтобы охарактеризовать количество выпавшей в ячейке-PVT ретроградной углеводородной жидкой фазы, в российских лабораториях строят зависимости от давления количества выпавшего насыщенного конденсата, приходящееся на 1 м3 загруженного в ячейку-PVT газа сепарации. В зарубежных отчетах о процессе CVD принято публиковать данные о динамике от давления величины объемной доли ретроградной углеводородной жидкой фазы в ячейке-PVT. Эта величина позволяет судить о том, какая часть газонасыщенного порового пространства может быть занята образовавшейся ретроградной углеводородной жидкости жидкой фазой, то есть для специалистов возникает информационная связь между термодинамическими и гидродинамическими явлениями при разработке залежи [8-10].

Таблица 1

Результаты истощения при постоянном объёме рекомбинированной пробы пластового газа (CVD-эксперимент)

Текущее давление Р, МПа

Объем выпавшего

конденсата Vkoh6, см3

Пластовые потери q, см /м3

Плотность г/см

Молекулярная масса

Объем системы V, см3

Пластовая температура

Т, 0С

26,70

0,00

0,00

0,8198

196

95,8

72,6

25,70

0,30

9,12

0,8183

194

95,8

72,6

22,10

1,50

45,61

0,8131

186

95,8

72,6

17,40

3,42

103,99

0,8051

178

95,8

72,6

14,00

4,70

142,91

0,7966

171

95,8

72,6

11,30

5,27

160,25

0,7869

166

95,8

72,6

9,60

5,30

161,16

0,7814

162

95,8

72,6

8,30

5,10

155,08

0,7798

160

95,8

72,6

4,00

4,50

136,83

0,7869

158

95,8

72,6

0,10

3,70

112,51

0,7989

172

95,8

72,6

В основе метода дифференциальной конденсации лежит предположение о том, что выпавшая в пласте жидкая фаза (так называемый нестабильный, или насыщенный конденсат) неподвижна, а из пласта отбирают только газовую фазу. Поэтому в процессе дифференциальной конденсации многокомпонентной системы снижение давления происходит за счет отбора газовой фазы смеси при сохранении постоянными температуры и объема, занимаемого смесью [11, 13, 14]. Результаты исследований методом дифференциальной конденсации для условий разработки Западно-Таркосалинского месторождения приведены в табл. 1.

Исследование фазового поведения методом дифференциальной конденсации рекомбинированной пластовой пробы проводят с поэтапным выпуском газа. Отобранный газ из ячейки, поступает в равновесный сепаратор, где охлаждается и из газа выделяется определенное количество конденсата. Сухой газ подается в газометр, где замеряется его точный объем при атмосферных условиях [12, 15, 16]. Первые 10% снижения давления осуществляют небольшими ступенями (1,0-1,5 МПа), а затем этапы снижения давления в бомбе устанавливают так, чтобы получить 8-10 точек для построения кривых Р пл =f(Q доб.гсх / Qзап.гсх ) . В процессе опыта определяют давление начала конденсации и определяем количество добываемого газа до этого давления. После каждого этапа снижения давления в газоконденсатной ячейке перед замером скопившегося конденсата приводят его в фазовое равновесие с газовой фазой перемешиванием ультразвуковой мешалкой. На каждом этапе снижения давления отбираются пробы газа [17-20].

На основании результатов опыта был строен график зависимости изменения давления от относительного отбора сухого газа: Р= f(Q do6.г.сх^зап.г.сх ) , где Р - давление в ячейке, МПа; Q доб.г. - добытое количество сухого газа из ячейки, см 3 ; Q зап.г. - запасы сухого газа в ячейке, см3.Давление Р в ячейке отождествляется со средним пластовым давлением Р в газоконденсатной залежи, а добытый сухой газ из ячейки – с добытым сухим газом из залежи. Указанная зависимость для пластового газа Западно-Таркосалинского месторождения, приведенная рисунке 1 имеет отклонения от прямолинейной.

Рис. 1. Зависимость пластового давления от относительных отборов пластового газа.

Следовательно, для условий Западно - Тарко-салинского месторождения с высоким содержанием конденсата в пластовом газе необходимым условием получения достоверных результатов при расчете содержания конденсата и конденсатообразующих компонентов по мере разработки месторождения на режиме истощения является использование экспериментальной зависимости Р=/©дюб.г.сх/Цзап.г.сХ).

Рис. 2. Кривая зависимости пластовых потерь конденсата от давления, полученная методом дифференциальной конденсации.

Для определения пластовых потерь насыщенного конденсата при исследовании, необходимо объем конденсата разделить на объем газа сепарации загруженного в ячейку фазовых превращений. На основании построенной графической зависимости пластовых потерь конденсата от изменения давления видно, что давление максимальной конденсации составляет 9,6 МПа.

Таким образом, изменение фазового состояния и PVT-свойств пластовых газоконденсатных систем базируется на комплексном использовании результатов промысловых измерений, лабораторных исследований и математического описания соответствующих процессов.

Список литературы Определение пластовых потерь конденсата по данным экспериментальных PVT-исследований

  • Дубков И.Б., Краснов И.И., Минаков С.В., Ярославцев К.В. Анализ факторов, влияющих на эффективность методов ОПЗ пород-коллекторов тюменской свиты юрских отложений//Бурение и нефть. -2008. -№ 3. -С.17-19.
  • Краснова Е.И., Грачев С.И. Прогнозирование конденсатоотдачи на установке РVТ-соотношений при разработке залежей уренгойкого месторождения//В сб.: Проблемы геологии и освоения недр. Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. -Томск, 2012. -С. 97-98.
  • Краснова Е.И. Влияние неравномерности разработки залежи на величину конденсатоотдачи//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2012. -№ 5. -С. 36-39.
  • Краснова Е.И. Влияние конденсационной воды на фазовые превращения углеводородов на всех этапах разработки//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2012. -№ 6. -С. 44-47.
  • Краснова Е.И., Грачев С.И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 016-019.
  • Краснова Е.И. Влияния перетоков нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки газонефтеконденсатных месторождений//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 068-071.
  • Краснова Е.И., Островская Т.Д., Краснов И.И., Радченко В.В. Геолого-технические факторы, влияющие на текущие значения коэффициента конденсатоотдачи//Академический журнал Западной Сибири. -2012. -№ 6. -С. 65-66.
  • Краснова Т.Л. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увеличения предельного дебита//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -1997. -№ 6. -С. 27.
  • Краснова Т.Л. Технико-экономическое обоснование гидродинамических способов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа при разработке водонефтяных и нефтегазовых зон месторождений: Автореф. дис. канд. техн. наук. -Тюмень, 1998.
  • Краснова Т.Л. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -1997. -№ 4. -С. 38.
  • Краснов И.И., Забоева М.И., Краснова Е.И., Винокурова Н.К. Совершенствование подходов к описанию термодинамических свойств пластовых флюидов для моделирования процессов разработки//Геология, география и глобальная энергия. -2007. -№ 4. -С. 71-73.
  • Краснова М.И., Краснова Т.Л. Методика мониторинга состояния регионального рынка нефтепродуктов по уровню развития конкуренции//Российское предпринимательство. -2014. -№ 14 (260). -С. 26-37.
  • Краснова Т.Л., Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой//Нефтепромысловое дело. -1997. -№ 4-5. -С. 2.
  • Краснов И.И., Михеева В.А., Матвеева М.В. Эспериментальные исследования фазового поведения многокомпонентных газоконденсатных систем//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2006. -№ 2. -С. 21-26.
  • Краснов И.И. Моделирование РVТ-свойств углеводородных смесей при разработке газоконденсатных месторождений//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2009. -№ 1. -С. 27-31.
  • Краснов И.И. Совершенствование технологии ограничения прорыва верхнего газа в скважины, дренирующие нефтяной пласт//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2002. -№ 4. -С. 17-19.
  • Краснов И.И. Экспериментальные исследования свойств кремний содержащей гелеобразующей композиции на основе полиакриломида длы условий нефтегазовых месторождений Западной Сибири//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2002. -№ 5. -С. 80-84.
  • Краснов И.И. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из сложнопостроенных нефтегазовых месторождений//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2003. -№ 2. -С. 46-50.
  • Руднева Л.Н., Краснова Т.Л., Елгин В.В. Основы экономической деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.
  • Телков А.П., Краснова Т.Л. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -1997. -№ 6. -С. 34.
Еще