Прогноз фазовых процессов углеводородных систем при разработке нефтегазоконденсатных месторождений

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений важным фактором является очередность ввода в эксплуатацию нефтяной или газоконденсатной залежи [1-3]. Практически возможно экспериментальное моделирование фазовых процессов многокомпонентных систем либо при опережающей разработке нефтяной оторочки, одновременной разработки нефтяной и газоконденсатной залежи, а также опережающей разработки газоконденсатной залежи [4, 5]. Разработка таких газоконденсатных залежей обуславливается проявлением ретроградной изотермической конденсации при снижении пластового давления, влияющего во многом на коэффициент извлечения конденсата [6-8].

Прогнозирование разработки месторождения без поддержания пластового давления моделируется на установках фазовых равновесий методом дифференциальной конденсации пластовой смеси [9-11]. В случае, когда первоначально разрабатывается нефтяная оторочка, моделирование осуществляется способом контактной конденсации до давления, при котором становиться не рентабельным добыча нефти. Моделирование фазового поведения газоконденсатных систем Кынского месторождения осуществляли при реальных термобарических условиях [12].

Прогнозирование различных способов разработки нефтегазоконденсатных залежей осуществляли на рекомбинированных пластовых пробах газа сепарации и насыщенного конденсата [13, 14]. Конденсатогазовый фактор КГФ анализируемых систем в интервале от 136 до 566 г/см3, плотность стабильного конденсата составляет 0,7316-0,787 г/см3, молекулярная масса конденсата находится в пределах от 114 до 144, пластовая температура от 65,45 до 78,550С. Приведенные данные исследований фазовых процессов представленые в нижеследующих таблицах являются средними значениями к моменту публикации.

Таблица 1

Результаты исследований фазового поведения пластовой газоконденсатной системы

Способы конденсации

Их нельзя рассматривать как спецификационные значения. Результаты исследований фазового поведения пластовой системы Кынского месторождения представлены в табл. 1.

При исследовании фазовых переходов углеводородных газоконденсатных смесей определяли пластовые потери конденсата при различных способах конденсации [15, 16]. Моделирование процесса разработки методом контактно - дифференциальной конденсации проводили, поэтапным снижением давления, первоначально на 10% в системе контактным способом, а затем снижали до атмосферного давления дифференциальным способом при постоянном объёме системы [17, 18].

Давление начала конденсации при всех методах конденсации совпало с текущим пластовым давлением и составило 25,67 МПа. Давление максимальной конденсации при контактном способе составило 10,90 МПа, методом дифференциальной конденсации – 11,50 МПа, при контактнодифференциальном способе составило 11,15 МПа. Пластовые потери при дифференциальном способе конденсации составили 218,4 см3/м3, при контактно-дифференциальном способе пластовые потери увеличились на 31,3 см3/м3. Полученные кривые пластовых потерь конденсата в результате экспериментальных исследований приведены на рис. 1.

Давление, МПа

Рис. 1. Кривые пластовых потерь углеводородов при изотермической конденсации газоконденсатной системы.

Таким образом, изучение фазовых процессов углеводородных газоконденсатных систем показали, что при проведении исследований методом дифференциальной конденсации пластовой смеси текущая конденсатоотдача составила 0,526 а, при исследований углеводородной системы методом контактно-дифференциальной КИК равен 0,458 т.е. коэффициент извлечения конденсата изменился, пластовые потери конденсата увеличились на 12%.

При моделировании фазовых процессов пластовой смеси Кынского месторождения определилось, что давление начала конденсации при различных методах исследования равно текущему пластовому давлению и составило 25,50 МПа. Давление максимальной конденсации при контактном способе составило 10,0 МПа, при дифференциальном – 11,50 МПа, при контактно-дифференциальном 11,0 МПа. Пластовые потери при дифференциальном способе конденсации составили 127,7 см3/м3 а, при контактно-дифференциальном способе пластовые потери увеличились на 26,5 см3/м3.