Пласта при снижении пластового давления. Скв.74-Западный Соплесск

(16-21.08.84 г.)

Определение пластовых потерь конденсата

Темп выпуска газа из бомбы сильно влияет на количество выпавшего конденсата (при снижении давления), наиболее интенсивное отклонение от равновесного состояния наблюдается при давлениях, близких к Р_н.к. При одинаковых Р/Р_н.к, температурах и темпах выпуска процент отклонения от равновесного количества выделившегося конденсата будет тем больше, чем ниже конденсатосодержание системы. При одинаковых Р/Р_н.к, темпах выпуска и конденсатосодержания в системе отклонение объема жидкой фазы от равновесного значения возрастает с увеличением температуры. При одинаковых Р/Р_н.к, температуре и конденсатосодержании системы отклонение объема жидкой фазы от равновесной увеличивается с повышением темпа падения (выпуска газа), абсолютное количество жидкой фазы по сравнению с равновесным уменьшается / 20 /.

Можно рекомендовать темп выпуска газа при дифференциальной конденсации, обеспечивающей падение давления 0,5-1 МПа/ч.

По окончании каждого этапа снижения давления газоконденсатная смесь перемешивается и в течение 5 минут отстаивается, после чего производится замер конденсата в бомбе.

В ходе термодинамических исследований было установлено, что давление начала конденсации пластового газа равно начальному пластовому давлению 41,3 МПа. Опыты по дифференциальной конденсации проводились при снижении давления до 35,0; 30,0; 25,0; 20,0; 15,0; 12,0; 6,0; 0,1 МПа.

Результаты расчетов загрузки "сухого" газа для всех опытов и результаты исследований приведены в табл. 9. Объем выпавшего в бомбе сырого конденсата при пластовых давлениях и температуре замеряется, затем конденсат выпускается в стеклянную ловушку, погруженную в охлажденную смесь (минус 20^оС). Затем ловушку с конденсатом помещают в жидкостную баню и температуру постепенно повышают до +30^оС. Дополнительно выделившийся газ собирают в газометре. Затем конденсат охлаждают до +20^оС и определяют его количество (в граммах) путем взвешивания. Замеряется в газометре объем газа дегазации. Находят плотность и молекулярную массу дегазированного конденсата.

Обязательным условием для проверки достоверности опытов является построение графиков изменений плотности и молекулярной массы дегазированного конденсата (выпавшего в бомбе в составе сырого конденсата) при снижении пластового давления (рис. 76).

Рис.76. Изменение плотности и молекулярной массы дегазированного конденсата, выпавшего в пласте при снижении пластового давления. Скв.74-Западный Соплесск (16-21.08.84 г.)

 

Методику расчета пластовых потерь конденсата рассмотрим на примере результатов первого опыта (см. табл. 9 графа 3).

При разгазировании 31,3 см³ сырого конденсата, выпавшего в бомбе, было получено 6,29 л газа дегазации. Результаты этого опыта пересчитываем по отношению к 1 м³ сухого газа: умножаем количество газов на коэффициент 3,372, найденный делением 1000 л (1 м³) на объем загрузки сухого газа 296,6 л. Получаем 21,2 л газа дегазации. По составу газа рассчитываем содержание С_5+в (г/м³), а затем по содержанию С_5+в в этом газе определяем количество углеводородов С_5+в в выделившемся газе дегазации (3,96 г). Суммируя эти количества С_5+в с пластовыми потерями дегазированного конденсата (46,0 г), находим пластовые потери УВ С₅₊ (50,0 г) при пластовом давлении 35,0 МПа.

Результаты других опытов и расчетов по ним представлены в табл. 9 и на рис. 77. Кривые пластовых потерь сырого конденсата и собственно конденсата (см. рис. 77) показывают, что давление максимальной конденсации по сырому конденсату составляет 16,0 МПа (кривая 1), по УВ С₅₊ - 10,0 МПа (кривая 3).

 

 

Рис. 77. Пластовые потери конденсата. Скв.74-Западный Соплесск (16-21.08.84 г.): 1 - сырой конденсат, см³/м³; 2 - дегазированный конденсата, г/м³; 3 - УВ С₅₊, г/м³

 

Определение содержания конденсата в пластовом газе, суммарной добычи его и коэффициентов конденсатоотдачи при снижении

Пластового давления

Расчетная методика прогнозирования содержания и добычи конденсата по мере разработки месторождения основана на уравнении материального баланса с использованием данных пластовых потерь конденсата при дифференциальной конденсации и зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа. Новым принципиальным положением, определяющим характер расчетов, методики прогнозирования содержания и добычи конденсата, должно быть обязательное определение зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа. В действующих методических и директивных работах / 8, 5, 14, 25 / содержание конденсата и суммарная добыча его рассчитываются из условия, что зависимость пластового давления от относительных отборов прямолинейная. В действительности же эта зависимость имеет значительные отклонения от прямолинейной.

Впервые это было установлено при изучении фазового поведения пластового газа Вуктыльского месторождения, при исследовании фазового поведения пластового газа Западно-Соплесского месторождения это положение было подтверждено. Следовательно, для месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе необходимым условием получения достоверных результатов при расчете содержания конденсата по мере разработки месторождения на режиме истощения является использование экспериментальной зависимости Р=f(Q_{доб.г.сх}/Q_{зап.г.сх}).

По термодинамическому состоянию углеводородов в залежи газоконденсатные месторождения подразделяются на две группы:

1) насыщенные, когда давление начала конденсации равно пластовому;

2) недонасыщенные (пережатые), когда пластовое давление превышает давление начала конденсации.

Разница между пластовым давлением и давлением начала конденсации влияет на распределение конденсата в пласте и в добываемой продукции, а значит, и на условия прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и добычи его в ходе разработки. В связи с этим задача прогнозирования изменения газоконденсатной характеристики должна решаться с учетом особенностей фазового поведения каждой газоконденсатной системы.

Вывод уравнения материального баланса рассмотрим для недонасыщенных залежей как наиболее сложного случая. Расчет материального баланса проводим для массы конденсата, приходящейся на 1 м³ запасов «сухого» газа. Здесь и далее под словом «конденсат» или «собственно конденсат» имеется в виду УВ С₅₊.

Прежде всего выделим две характерные фазы в проведении пластового газа при разработке месторождения на режиме истощения:

1) снижение давления от начального до давления начала конденсации;

2) снижение давления от давления начала конденсации до атмосферного.

При снижении давления от начального до давления начала конденсации содержание конденсата в пластовом газе будет постоянным. Количество конденсата, которое будет добыто на этот период,

 

(73)

 

где Q_нк - количество конденсата и «сухого» газа, отобранных при снижении давления от начального до давления начала конденсации; - начальное содержание конденсата в пластовом газе; Q_о - запасы сухого газа.

Интервал снижения давления от начала конденсации до атмосферного делится на n этапов так, чтобы за каждый из этапов снижения давления добывалось одно и то же количество сухого газа:

 

(74)

 

где Q - количество сухого газа, отбираемого за этап; - газонасыщенный объем при давлении в залежи 0,1 МПа, равный произведению начального газонасыщенного объема н на коэффициент газонасыщенности Z(изменение коэффициента газонасыщенности связывается только с выпадением в пласте конденсата); Q_p - растворенный газ: газовая фаза С₁-С₄, растворенная в выпавшем в пласте конденсате при давлении в залежи 0,1 МПа; n- число этапов.

Очевидно, что при снижении пластового давления до 0,1 МПа часть сухого газа остается в газовой и жидкой фазах в пласте. Величины н, , Q_р находятся во время опыта при снижении пластового давления от начального до 0,1 МПа, т.е. при определении пластовых потерь сырого конденсата. Начальный газонасыщенный объем отождествляется с объемом бомбы (V_б) занимаемым пробой пластового газа при термобарических пластовых условиях; растворенный газ - с углеводородами С₁-С₄, растворенными в выпавшем в бомбе конденсате при давлении 0,1 МПа; запасы сухого газа - с объемом загрузки сухого газа в бомбу (Q_{зап.г.сх})

Для упрощения формул обозначим отношение Q_нк/Q_о через , отношение через . Тогда количество остаточного (извлекаемого) газа в пласте в конце m-го этапа

 

(75)

 

где m - порядковый номер этапа (1, 2,...m...n).

Доля отбора сухого газа из залежи при снижении давления от пластового до давления в конце m-го этапа рассчитывается по формуле

 

(76)

 

Пластовое давление в конце m-го этапа определяется по графику Р_пл= f(Q_{доб.г.сх} /Q_{зап.г.сх}). В конце m-го этапа снижения давления содержание конденсата будет равно , а в начале m-го этапа - . Следовательно, среднее содержание конденсата на m-м этапе

 

(77)

 

Рассчитываем количество конденсата, которое будет добыто за m-й этап снижения давления:

 

(78)

 

Используя приведенные зависимости, можно написать следующие уравнения материального баланса. Для первого этапа второй фазы снижения давления (Р_нк-Р₁)

 

(79)

 

где - содержание конденсата в пластовом газе при давлении Р₁, г/м³; пластовые потери конденсата при давлении Р₁, г/м³.

Решая это уравнение относительно , находим его величину. Для второго этапа

(80)

 

Для m-го этапа получим

 

(81)

 

Решая последовательно уравнение материального баланса для каждого этапа, находим содержание конденсата в пластовом газе при конечном давлении каждого этапа.

Аналогично выводится уравнение для насыщенной залежи:

 

(82)

 

где - количество сухого газа, остающегося в газовой и жидкой фазах в пласте при снижении давления до 0,1 МПа.

Суммарная добыча конденсата в составе добываемого газа на различных этапах снижения давления (при конечном давлении каждого этапа) рассчитывается по формулам:

а) для недонасыщенной залежи

 

(83)

 

б) для насыщенной залежи

 

(84)

 

Коэффициент конденсатоотдачи на каждом этапе разработки месторождения определяется как отношение суммарно добываемого конденсата к начальному содержанию его в пластовом газе:

 

(85)

 

Это общий метод решения задачи прогнозирования содержания и добычи конденсата с учетом всех PVT параметров с составом газовой и жидкой фаз. Для этого требуется довольно сложный комплекс экспериментальных, аналитических и расчетных работ, более сложный, чем предусмотрено в работе / 8 /. Для упрощения этого комплекса иногда возможны некоторые допущения, необходимые с практической точки зрения. Однако не существует твердо установленных правил, которыми можно было бы руководствоваться в каждом конкретном случае. Общее правило заключается в следующем: допущения выбирают на основании исследования их влияния на конечные результаты. Поэтому крайне осторожно надо подходить к введению допущений и упрощений.

Кроме того, особо следует обратить внимание на то, что хотя комплексы экспериментальных работ на установках PVT достаточно типичны, но они могут значительно отличаться для разных месторождений, так как задачу прогнозирования содержания и добычи необходимо решать не только для конденсата, но и для отдельных его компонентов. Кроме того, направление исследования может меняться по мере достижения лучшего понимания моделируемого процесса разработки и относительной важности отдельных компонентов. В результате могут потребоваться не только некоторые изменения экспериментальных исследований на установках PVT, но и дополнительные данные. Поэтому изучение фазового поведения газоконденсатной системы на установках PVT можно проводить только после полного комплекса исследований состава и свойств конденсата.

Рассмотрим на примерах некоторые практические вопросы, возникающие при экспериментальных исследованиях на установках PVT. Это необходимо для того, чтобы дать представление о возможных этапах и особенностях принимаемых решений, поэтому проведем его для насыщенных и недонасыщенных залежей.

Пример 1. Определим зависимости q_к.пг=f(Р_пл), q_кåдг =f(Р_пл), К=f(Р_пл) для насыщенных залежей (п. 2, 3, 4) зависимостей Р_пл= f(Q_{доб.г.сх}/Q_{зап.г.сх}) (см. рис. 74) и q_к.пг=f(Р_пл) (рис. 78, кривая 1). Разделим весь период разработки, т.е. снижение пластового давления от начального до атмосферного, на 10 этапов с отбором Q= 0,1 (1- .

 

Рис. 78. Пластовые потери конденсата, г/м³. Скв. 74 - Западный Соплесск (16-21.08.84):

1 - УВ С₅₊; 2 - дегазированный конденсат

 

Определяем количество сухого газа, остающегося в газовой и жидкой фазе в пласте при снижении давления до 0,1 МПа (V_б= 0,463, =0,94):

Ввиду очень малой величины долю отбора сухого газа из залежи к концу каждого этапа рассчитываем по формуле Q= 0,10 Q_{зап.г.сх}. По зависимости Р_пл = f(Q_{доб.г.сх} /Q_{зап.г.сх}) находим пластовое давление к концу каждого этапа (см. рис. 74). По кривой дифференциальной конденсации (см. рис. 78, кривая 1) определяем пластовые потери конденсата к концу каждого этапа. Номер этапа, пластовое давление в конце каждого этапа и количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу, приведены в табл.10.

Рассчитываем:

1. Содержание конденсата в пластовом газе на соответствующие пластовые давления

(86)

2. Суммарно добываемое количество конденсата

(87)

3. Коэффициент конденсатоотдачи по формуле (85).

Результаты расчетов представлены в табл. 10 и на рис. 79. Выше уже было отмечено, что на конкретных примерах будет рассматриваться не только определение искомых показателей, но и их отличие от методик, утвержденных инструкцией / 8 /, а также и влияние отдельных факторов на точность определения искомых показателей.

Для этого же исследования (промысловые данные и пробы газа и конденсата) рассчитываем искомые показатели согласно действующей инструкции.

Пластовые потери конденсата на соответствующие давления определяем по кривой 2 (см. рис. 78). Зависимость пластового давления от относительных отборов газа принимается прямолинейной. Результаты расчетов представлены на рис. 80, 81.

 

 

Рис. 79. Содержание конденсата в пластовом газе (1), суммарная добыча его (2) и коэффициент конденсатоотдачи (3). Скв.74-Западный Соплесск

(16-21.08.84 г.)

 

Рис.80. Содержание конденсата в пластовом газе. Скв.74-Западный

Соплесск (16-21.08.84 г.): 1 - по предлагаемой методике; 2 - по методике / 8/

Рис. 81. Суммарная добыча конденсата. Скв.74-Западный Соплесск

(16-21.08.84 г.): 1 -по предлагаемой методике; 2 -по методике / 8 /

Сравнение результатов расчетов искомых показателей по разработанной и действующей / 8 / методикам (см. рис. 80,81) указывает на их значительное отличие. Таким образом, допущения, принятые при выводе методик, утвержденных инструкцией / 8 /, приводят к значительным ошибкам при определении искомых показателей.

Пример 2. Для недонасыщенной залежи (начальное пластовое давление 45,0 МПа, давление начала конденсации (Р_нк) 41,6 МПа), зависимость Р_пл= f(Q_{доб.г.сх}/Q_{зап.г.сх}) приведена на рис. 82, а зависимость q_к.пк=f(Р_пл) та же, что и в предыдущем примере. Разделим весь период разработки на 11 этапов (см. рис. 82). На нулевом этапе, т.е. при снижении давления от начального до давления начала конденсации, отбор () равен 0,035. Рассчитываем величину при следующих исходных данных: V_б= 0,463 л, = 0,94 л; остальные приведены на рис. 82.

 

 

По формуле (76) находим долю отбора сухого газа из залежи к концу каждого этапа, по графику зависимости Р_пл= f(Q_{доб.г.сх}/Q_{зап.г.сх}) - пластовое давление к концу каждого этапа (см. рис. 82). По кривой дифференциальной конденсации (см. рис. 78, кривая 1) определяем пластовые потери к концу каждого этапа.

Номер этапа, пластовое давление и количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу, приведены в табл. 11.

 

Рис. 82. Зависимость пластового давления от относительных отборов

⇐ Предыдущая19202122232425262728Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: