Современное оборудование для исследования текущей газоконденсатной системы в процессе разработки месторождения

Совершенствование подходов к описанию физико-химических свойств пластовых флюидов является актуальной задачей для инженерно-технического персонала нефтегазовой промышленности. Важным является подготовка и формирование показателей для получения параметров зависимостей от давления свойств многокомпонентной газоконденсатной смеси при моделировании процессов разработки месторождения [1, 2, 3]. Для создания гидродинамических моделей с целью прогнозирования разработки месторождения требуется формирование достоверного представления о компонентном составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов усредненных для каждого пласта. Важным является равномерная по площади изученность его представительными газоконденсатными пробами [4, 5]. Блок исходных параметров о свойствах газоконденсатной системы, применяемый при моделировании, включает зависимости от снижения давления изменение содержания конденсата в пластовом газе и динамической вязкости, а также данные о растворимости компонента в газовой фазе [6, 7, 8]. Структура исходных данных о свойствах парогазовой фазы зависит от применяемой модификации модели. В настоящее время при моделировании используют подход, основанный на расчете фазового равновесия и уточнения плотностей фаз, с поправкой к рассчитанному по уравнению состояния молярному объему фазы. Данная поправка оставляет неизменным результат моделирования составов равновесных фаз, т.е. уточняет значения молярных объемов фаз [9, 10].

Важной задачей при моделировании процесса разработки залежи является точное воспроизведение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе, фактических дебитов газоконденсатной смеси, конденсата, газа сепарации, пластовой либо связанной воды [11, 12, 13]. Обычно на практике при проведении газоконденсатных исследований применяются одноступенчатые сепараторы газового ряда, при этом замер дебита газа сепарации производится через ДИКТ со сменными шайбами. Замер же жидкой фазы производится в тарированной емкости по времени заполнения жидкостью мерников. Для качественного проведения газоконденсатных исследований необходимо, чтобы скважина проработала в данном режиме не менее трех суток, т. е. все это время газоконденсатная смесь отрабатывается на факел [14, 15, 16].

ОАО «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры» разработало блок сепаратора для газоконденсатных исследований скважин. Блок сепаратора состоит из двух передвижных единиц:

– технологической части, смонтированной на базе трейлера, имеющей первичные приборы;

– измерительной, имеющей устройство ввода – вывода информации с переносным компьютером, которая установлена в автомобиле для исследования скважин.

На всех кустах месторождений в гребенках смонтированы специальные байпасы и задвижки, позволяющие производить подсоединение блока без остановки скважины. После установки блока для исследования скважин на площадку и его обвязки газоконденсатная смесь направляется в блок, где происходит разделение потока на жидкую и газообразную составляющие. На входе газоконденсатной смеси производится непрерывный замер давления датчиком избыточного давления (номинальная точность ±0,25%) и температуры (датчик с платиновым термометром ±0,30 °С). Дебит, плотность и температура насыщенного конденсата замеряются расходомером (точность измерения расхода ±1%). Дебит газа сепарации замеряется многопараметрическим датчиком (точность измерения массового расхода ±1%). Все приведенные выше замеры осуществляются интеллектуальными датчиками фирмы «Fisher – Rosemount». Информация от датчиков поступает на рабочее место оператора. Все технические средства системы выбраны с учетом требования высокой живучести в сложных условиях эксплуатации при минусовых температурах.

Для проведения исследований газоконденсатной характеристики на технологическом режиме скважины нет необходимости дополнительного вывода на режим, так как скважина работает в данном режиме достаточно длительное время. Программное обеспечение системы позволяет оператору контролировать все основные параметры работы установки на экране ПК (давление и температуру газоконденсатной смеси на входе; расход, плотность и температуру газоконденсата; расход, температуру и давление газа сепарации; уровень жидкости в сборнике конденсата) и регулирать положение уровня включением и отключением электромагнитного клапана на линии расхода конденсата. Также имеется возможность определения процентного содержания воды при закрытом электромагнитном клапане на линии расхода конденсата за фиксированное время. После дегазации и отстоя, по уровнемерному стеклу определяется количество воды. На передвижной установке оборудованы места отбора проб газа сепарации, конденсата и воды. Отобранные пробы конденсата, газа сепарации и воды исследуют на физико-химических состав пластового флюида. По молярной доле газа сепарации в пластовом газе определяют дебит газоконденсатной смеси и потенциальное содержание конденсата в пластовом газе на газ сепарации, сухой и пластовый газ.

Таким образом, поступающие данные можно просматривать как в числовом виде, так и в виде линий тренда. В случае нарушения технологического режима, программа информирует оператора световой надписью и звуковым сигналом. По результатам исследований формируется ежесменный отчет, в котором приводятся среднечасовые показатели. Преимуществом проведения газоконденсатных исследований с помощью передвижного блока сепаратора является следующее:

• –    проведение газоконденсатных исследований с полной утилизацией углеводородного сырья;

• –    получение более достоверной информации, высокая мобильность.