Прогнозирование содержания конденсата в пластовом газе при разработке газоконденсатных месторождений

ООО «Газпром ВНИИгаз», г. Москва, Россия

ООО «Севернефть-Уренгой», г. Новый Уренгой, Россия АО «Геотрансгаз», пос. Уренгой, Россия

Прогнозирование содержания конденсата в пластовом газе является важным при решении контроля за разработкой газоконденсатных месторождений. Поэтому для экспериментальных PVT- исследований необходимо отбирать пробы газа сепарации и насыщенного конденсата при начальном пластовом давлении в залежи [1, 3, 5]. Важным условием представительности исходных данных для прогнозирования конденсатоотдачи является нахождение газоконденсатной системы при начальных пластовых условиях, т.е. когда газоконденсатная система находится в однофазном газовом состоянии [2, 4, 8].

При условии если текущее пластовое давление в залежи ниже давления начала конденсации, то результаты экспериментальных исследований будут принимать условный характер, и могут быть использованы только для определения текущих параметров [6, 7, 9]. В создавшихся условиях прогнозирование конденсатоотдачи и расчеты балансов добычи газового конденсата проводятся с использованием аналитических моделей, созданных на основе уравнений состояния. При этом установленные параметры пластовой газоконденсатной характеристики можно применять при проектировании и контроле за разработкой месторождений. Формула прогноза содержания конденсата в пластовом газе представляет собой общее решение уравнения материального баланса и представляет следующий вид:

pm a-        р.-р 4pVq( pm - p 4p)-q( pm - p Чр)

q p доб    р   qnon    p qnom   p q ( p ) =p+dp

^Ll''^P’             ⁽ P. ^- P ) (    — ГрН р- - Рт ) / „А _ С.Рт ^- Р ) / „а!

1 ^Q do6 ^{( р} ) Q rek    ^{( р} ) Q rek   ^{( р ) ]}

Формулу (1) определения содержания конденсата в пластовом газе для случая, когда давление в залежи ниже давления начала конденсации, авторы С.А. Заночуев и Д.Р. Крайн получают, рассматривая уравнение материального баланса. Так, весь период разработки делят на два этапа: первый этап - от начального до текущего давления в залежи, второй этап - от текущего давления до давления P, на которое будет составляться материальный баланс имеет вид:

М.=Мл , + M^I , + М ,+М¹ + М^ , (2)

0       доб      доб      кгф      вып      вып , V J где М'до 6- масса добытого конденсата на первом этапе разработки при давлениях от Рн до Рт; М”об - масса добытого конденсата на втором этапе разработки придавлениях от Рт до Р; Мкгф – масса конденсата, оставшаяся в газовой фазе при давлении Р; M.L- масса выпавшего в пласте конденсата вып при снижении давления от Рн до Рт; М^- масса вып выпавшего в пласте конденсата при снижении давления от Рт до Рн. Масса добытого конденсата на первом этапе разработки при снижении давления от Рн до Рт складывается из суммы объемов добытого газа в указанный период разработки, которая умножается на текущее содержание конденсата в пластовом газе и в интегральной форме имеет вид:

рн

М Доб = J q ( p ) dQ_d o6 ( p ) . (3) p + dp

Массу конденсата, выпавшего в пласте при снижении давления от Р н до Р т , находят, если известно сколько конденсата было добыто за первый этап разработки (3), сколько будет добыто ( М'^ ) учитывая, что конденсации углеводородов непроисходит в залежи при снижении давления. Уравнение в целом виде:

рт qо = Qdоб-Рт)q^"-Рт) Jq(p)dQdоб-Р)(p)+ p+dp

⁽ Р » - Р)         Л» Р » - Р т )        (р т Р т - Р )

+ 1 - Q do6  ⁽ р ) - Q rek    ⁽ р ) - Q rek   ⁽ р ⁾ ] ^{q ( p}) ⁺

. Л ⁽ Р » - Р т )(л Лр Р » - Р т )А         Гр» Р » - Р т )         m ^- p ^ - p ) (      Л⁽ p ™ - p ) (

^{+ Q} do6   ^{( q} 0 - ^q ср     ) - ⁽¹ - ^Q do6    )^q m ⁺ q nom ⁽ p ) ⁺ q nom ⁽ p )

,  (4)

Исходные данные для различных методов прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе при моделировании разработки месторождения, формируются на данных экспериментальных PVT- исследований [13, 14].

Рекомбинированные пробы газа сепарации и насыщенного конденсата состваляют на основании замеренного промыслового конденсатогазового фактора. При этом составляется баланс добычи и потерь конденсата на весь период разработки месторождения [15, 16, 17].

Комплекс исследований включал определение следующих показателей: плотность, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость при разных температурах, фракционный состав, кислотность, содержание серы, смол, парафинов, испытание на медной пластинке, давление насыщенных паров, групповой углеводородный состав, по топливным фракциям определялся их выход. Наличие примесей нефти в ряде проб явилось основной причиной широкого диапазона изменения большинства показателей конденсатов: значительно увеличивались плотность, молекулярная масса, ухудшились вязкостные характеристики, температурные свойства, утяжелился фракционный состав. Пластовые потери конденсата при разработке газоконденсатных залежей месторождения определялись на PVT-установке по общепринятой методике.

Таким образом, выполненный комплекс лабораторных исследований по изучению фазового поведения пластовых газоконденсатных систем с различным содержанием конденсата в пластово газе при контроле за разработкой, позволяет с достаточной степенью точности проводить прогнозные расчеты. Однако предложенный математический аппарат требует своего подтверждения по результатам фактических исследований скважин разрабатываемых месторождений.