 |
Бессепарационные и комбинированные методы изучения ГКХ
|
|
|
|
Во второй половине 60-х годов в Средазнипигазе А.Х. Умаровым был разработан бессепарационный метод исследования скважин на газоконденсатность / 3 /, заключающийся в следующем.
Рассмотрим газоконденсатную скважину в статическом положении при следующих начальных условиях: давление начала конденсации равно пластовому, давление и температура на забое равны пластовым.
Приращение давления в стволе скважины путем углубления на dх
Рис. 26. Упрощенная схема обработки сероводородосодержащего
Газа и конденсата на ГПЗ
(13)
|
(14)
где gст(Хi) - плотность газоконденсатной смеси Хi интервала, приведенная к стандартным условиям, кг/м3; Z(Хi) - коэффициент сжимаемости газоконденсатной смеси для Хi интервала; Тсрi - средняя температура i-го интервала ствола скважины; Pст - атмосферное давление, МПа, Pст = 1,033; Zст - коэффициент сжимаемости газоконденсатной смеси при стандартных условиях, Zст=1; Рср - среднее давление i-го интервала ствола скважины, МПа; DP - приращение давления в стволе скважины для i-го интервала, МПа; DХ - приращение глубины скважины для Хi интервала, м; Хi - точка замера по стволу скважины, м.
Подставляя в выражение (14) замеренные параметры, определяют отношение
для граничных условий:
(14*)
Определив отношение (14*), методом подбора определяют gст.пл.
Количество конденсата, выделившегося из пластового газа при устьевых условиях, определяется из равенства
(15)
где gуст - плотность устьевого газа, определенная по формуле (14), кг/м3; gпл - плотность пластового газа, определенная по формуле (14), кг/м3;
М - молекулярная масса сырого конденсата.
На основании расчетного конденсатного фактора, проб устьевого газа и конденсата, отобранного на забое, составляется рекомбинированная проба.
|
|
|
Рассмотрим погрешность данного метода. Если принять Рср= 20 МПа, Тср= 350 К, Р= 1 МПа и Х= 500 м, погрешность глубинного манометра 0,03 МПа, термометра 1оС и лебедки 1 м, то погрешность определения отношения 
составит
Само отношение составит
При r(g/Z)пр = 3,7% или при g = 0,0840 eg= 0,03.
Если плотность газа будет определена с такой погрешностью, то такая же ошибка накладывается на разность плотностей в интервале 500 м.
При содержании в пластовом газе С5+, равном 100 г/м3, количество конденсата, которое может выделиться из газа при снижении давления и температуры в интервале 500 м, составит около 15-20 г/м3. Если молекулярную массу конденсата принять равной 100, то разность плотностей составит
т.е. погрешность будет больше разности:
В середине 70-ёх гг. А.Х. Умаровым предложен комбинированный метод исследования с отбором пробы из движущегося двухфазного потока при устьевых давлении и температуре / 1 /.
На исследуемой скважине монтируется пруверная линия, состоящая из ДИКТа, двух тройников от фонтанной арматуры, отделенных друг от друга катушкой и регулируемым штуцером. К третьему фланцу тройников крепятся буферные колпаки со сливными вентилями. К катушке через капиллярные трубки подсоединяется МТСУ (рис. 27).
В основу метода положено следующее: принимается, что состав конденсата в сечении тройника (до и после штуцера) характеризуется конденсатом из его отстойника, так как в любой точке его сечения термодинамические условия одинаковы; применяя формулу смешения двух однородных жидкостей и принимая во внимание, что стабильный конденсат из потока после штуцера представляет собой смесь двух конденсатов (конденсат из потока до штуцера и конденсат, дополнительно выделившийся из газовой фазы за счет дросселирования на штуцере), допускается, что
|
|
|
или 
(16)
где rсм, r1, r3 - плотность стабильных конденсатов после штуцера, до штуцера и из газовой фазы потока, выделяющегося дополнительно после дросселирования, (г/см3); q1, q3 - удельное количество стабильного конденсата до штуцера и выделившегося дополнительно из газовой фазы потока за счет дросселирования, г/м3.
По данной формуле определяется удельное количество конденсата в двухфазном потоке до штуцера. Для этого по образцам проб стабильного конденсата из отстойника до штуцера, после штуцера и из МТСУ определяется плотность rсм, r1, r3, и с помощью МТСУ замеряется q3.
|
Сепарируемый в МТСУ газ представляет собой газовую фазу двухфазного потока до штуцера. Для этого перед МТСУ 10 (см. рис. 27) устанавливается накопительная емкость, изготовленная из НКТ 9, которая удерживает капельножидкий конденсат, поступающий с газовым потоком.
Рис. 27. Комбинированный метод исследования скважин
На газоконденсатность
Емкость 9 и соединительные капилляры термостатируются при температуре потока до штуцера.
Рекомбинированная проба добываемой смеси составляется из газа сепарации и сырого конденсата, отбираемого из МТСУ и сырого конденсата, отбираемого из отстойника 2 тройника 1 до штуцера 5.
Относительная погрешность определяется по формуле
(17)
Абсолютная погрешность метода складывается из абсолютных погрешностей определения q1 и q3:
(18)
|
Рис. 28. Схема устьевого трубного сепаратора «Надым-1»
Относительная ошибка метода
(19)
В 80-х гг. в Тюменниигипрогазе М.Н. Середой разработаны трубные сепараторы "Надым-1", "Надым-2" и "Надым-3" (рис. 28) / 23 /. Их отличие в том, что "Надым-2" и "Надым-3" оборудованы узлом для установки замерной диафрагмы, "Надым-1" может работать только перед ДИКТом. "Надым" разрабатывался для удаления из потока жидкой фазы (воды, конденсата) до 2 см3/м3 и частиц породы, выносимых из скважины - до 5 см3/м3. Двухфазный поток из скважины закручивается направляющими лопатками 1 на входе в "Надым". В закрученном потоке твердые частицы и капли жидкости отбрасываются к стенке корпуса "Надым" и сливаются в емкость 2. Поток газа дополнительно закручивается на завихрителе 3. Жидкость сливается в емкость 4, а газ через фторопластовые фильтры 5 проходит к замерной диафрагме 6.
|
|
|
Зная время работы скважины на данном режиме, расход газа, определенный с помощью замерной диафрагмы, можно определить количество газа, прошедшее через "Надым".
При смене замерной диафрагмы жидкость сливается из сборников 2 и 4 и замеряется ее количество. Зная количество жидких углеводородов и объем газа, прошедших за время замера через "Надым", определяется КГФ. Ввиду низкой эффективности сепарации "Надымов" (которую никто никогда не оценивал количественно), применять их для изучения ГКХ залежи нецелесообразно.
В 70-х гг. в Укрниигазе А.Ф. Кобцевым / 19 / разработан метод определения конденсатного фактора по стабильному конденсату при различных термодинамических условиях в области ретроградной изобарической конденсации для значений давлений выше Рмк. Решается это сравнительно простым методом, основанным на использовании некоторых физических параметров (функций состава) естественных газоконденсатных систем.
Использование функций состава позволяет свести решение задачи к нахождению по несложным зависимостям безразмерных коэффициентов, являющихся отношением величин параметров: искомого - при определенных термодинамических условиях - к исходному - при давлении максимальной конденсации.
Полученные аналитические зависимости имеют следующий вид
(20)
(21)
где Кmaxi - максимальное значение конденсатного фактора по стабильному конденсату при давлении Pi, см3/м3; Кmк - то же при давлении максимальной конденсации, см3/м3; bi - интенсивность изобарической конденсации при давлении Pi, см3/м3.град; bmк - то же при давлении максимальной конденсации, см3/м3.град; e - основание натурального логарифма; Рmк - давление максимальной конденсации, МПа; Ро - максимальное давление однофазного состояния этой же системы, МПа; Тк - температура начала конденсации смеси при давлении максимальной конденсации, К; Тк.max - начальная температура максимального выделения стабильного конденсата при том же давлении, К; Тк.i - температура начала конденсации при давлении Pi, К.
|
|
|
Формулы (20) и (21) позволяют, задаваясь отношением i /mк, находить значения i; Тк.i и Kmaxi для любых давлений, больших Рmк, что дает возможность сравнительно легко строить для них изобары конденсации.
Полученные формулы довольно просты. Но им присущ один недостаток: они не указывают, какому давлению соответствует каждая из построенных изобар, т.е. оставляют их в конечном итоге безымянными.
Чтобы при существующем положении вещей назвать их, необходимо для каждого давления при различных температурах экспериментально определить значения конденсатных факторов и, судя по тому, на какую из построенных изобар эти точки лягут, определить, какому давлению соответствует каждая, т.е. проделать то, ради отказа от чего получены рассматриваемые формулы. Этот недостаток устранен после нахождения зависимости и максимального значения конденсатного фактора от давления газоконденсатной системы
(22)
Глава 2
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ
|
|
|
