Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность

Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность В соответствии с Федеральным законом РФ о недрах [5.1] все выявленные в недрах запасы полезных ископаемых и их сопутствующих компонентов подлежат Государственному учету с целью определения обеспеченности разведанными запасами добывающих предприятий и контроля за текущими запасами углеводородов в процессе разработки. Подсчет, учет и оценку запасов углеводородов выполняют при стандартных условиях – давлении 0,1013 МПа и температуре 293,15 К [5.2]. В составе природных газов встречаются высокие содержания этана, пропана, бутанов, сероводорода, углекислого газа, азота, гелия и других компонентов. Такие газы могут перерабатываться на газохимических комплексах с извлечением полезных компонентов. При концентрации этана 3 % и более газ является кондиционным для переработки на газохимических комплексах. При кондиционном содержании этана в залежах природного газа необходимо определять запасы этана, пропана, бутанов, основанные на расчете состава пластового газа. Кондиционным содержанием по гелию в составе пластового газа является величина не менее 0,05 мол. доли, %. Начальная величина потенциального содержания конденсата газового стабильного (КГС) в газе утверждается в ГКЗ РФ. Ежегодная отчетность газодобывающих объединений выполняется по формам № 6-гр и № 2-ТЭК. При этом в форме 2-ТЭК потенциальное содержание КГС представляется на 1 м 3 газа сепарации, а в форме 6-гр - на 1 м3 «сухого» газа или пластового [5.3, 5.4, 5.5]. Начальное потенциальное содержание КГС в газе и прогноз его изменения по мере разработки месторождения определяется в период разведки. Учет запасов газового конденсата выполняется по КГС. Балансовые запасы КГС в газоконденсатной залежи определяются содержанием в пластовом газе всех углеводородов, представляющих собой жидкость при стандартных условиях углеводороды С5Н12+в. Основой контроля текущего потенциального содержания КГС в газе является прогнозная зависимость изменения содержания углеводородов С5Н12+в в газе от пластового давления, представляемая в проекте разработки месторождения. Эта зависимость контролируется текущими газоконденсатными исследованиями (ГКИ). 136 Коэффициент извлечения КГС из недр для конечного пластового давления 0,1013 МПа определяется экспериментально при потенциале более 25 г/м3 и графоаналитическим методом - при меньшем его содержании. Коэффициент извлечения КГС из недр на текущий момент разработки определяется на основе баланса распределения КГС - добытый из пласта, перешедший в жидкую фазу в пласте, находящийся в растворенном состоянии в остаточных запасах газа в пласте. 5.1 Методы промысловых исследований на газоконденсатность и критерии их применения В зависимости от стадии освоения месторождения и характеристики пластовой газоконденсатной системы используются различные методы промысловых исследований на газоконденсатность. Первичные промысловые исследования скважин проводятся на стадии поиска, разведки месторождения и на стадии опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) на поисковых, разведочных и на вышедших из бурения эксплуатационных скважинах в момент пуска месторождения в разработку. Для исследований выбираются высокодебитные скважины, равномерно охватывающие всю газоносную площадь и весь этаж газоносности. При наличии нефтяной оторочки, для выявления возможных изменений газоконденсатной характеристики (ГКХ) по площади и этажу продуктивности обязательно исследуются скважины вблизи нефтяной оторочки, в своде структуры и в промежуточном участке. Текущие исследования проводятся в процессе эксплуатации газоконденсатного месторождения для контроля за изменением газоконденсатной характеристики. Периодичность текущих ГКИ определяется исходя из видимых изменений свойств конденсата эксплуатационных объектов. Как правило, видимые изменения свойств конденсата происходят (в залежах со средним содержанием конденсата 3 100 - 250 г/м ) при падении пластового давления на 0,6 - 0,8 МПа. Для крупных залежей это годовой уровень падения пластового давления, следовательно, текущие ГКИ нужно проводить с периодичностью один раз в год. Для текущих исследований в различных частях месторождения выбирается несколько контрольных скважин, в которых должен быть вскрыт интервал, 137 характерный для конкретного эксплуатационного объекта. Исследуемая скважина должна обеспечивать вынос жидкости с забоя и непрерывно находиться в эксплуатации не менее трех месяцев. Перед исследованием режим работы скважины не должен меняться в течение двух недель. При прорыве к скважине пластовой воды ее следует исключить из разряда «контрольных», так как вода вытесняет в скважину ранее выпавший конденсат, по аналогии с заводнением нефтяных пластов, что приводит к искажению результатов ГКИ. Месторождения с большим этажом газоносности (более 300 м) и многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата. Промысловые непрерывных газоконденсатные отборов промышленных исследования количеств газа проводятся при методом одноступенчатой сепарации газа. Для получения информации, необходимой для проектирования промыслового оборудования, возможно при первичных исследованиях применять метод двухступенчатой сепарации. При этом в качестве первой ступени используется полнопоточная сепарационная установка, в качестве второй ступени малая термостатируемая сепарационная установка (МТСУ). Используемые методы промысловых ГКИ подразделяются на четыре группы: - метод непрерывного отбора промышленных количеств газа – самый распространенный вид исследования, когда вся продукция скважины направляется в сепарационную установку, с использованием которой осуществляется замер конденсатогазового фактора (КГФ) и отбор проб флюидов. В большинстве случаев применяется полнопоточный сепаратор, смонтированный на устье скважины или контрольный сепаратор на площадке УППГ или УКПГ; - метод масштабных исследований [5.6, 5.7] проводится на установках подготовки и переработки сырья, поступающего с обширной зоны месторождения, для определения выхода и состава целевых продуктов с последующим пересчетом на состав добываемого газа. Необходимым условием этих исследований является закрытая система добычи и подготовки газа; - метод малых отборов газа, основанный на отборе части потока (менее 1%), поступающего из скважины в газосборный коллектор (шлейф). Из всего многообразия смесителей, зондов и МТСУ в настоящее время сертифицировано только оборудование для исследования методом малых отборов, разработанное в ООО «ТюменНИИгипрогаз»; 138 - бессепарационные и комбинированные методы изучения ГКХ. Основной объем лабораторных термодинамических исследований проводится в период геологоразведочных работ на газоконденсатной залежи. Термодинамические исследования позволяют провести физическое моделирование поведения пластовой системы при различных методах разработки залежи и определить начальное фазовое состояние углеводородной системы и необходимые параметры для подсчета запасов и проектирования разработки. 5.1.1 Исследование скважин методом непрерывного отбора промышленных количеств газа Принципиальная схема обвязки исследовательской аппаратуры и скважины при одноступенчатой сепарации приведена на рисунке 5.1. Продукция скважины направляется по трубам через штуцер 1 в сепаратор 2, где при давлении 4 - 6 МПа происходит ее разделение на газ и жидкость. Режим работы скважины задается штуцером 1, а режим работы сепаратора штуцером 4 или диафрагмой на ДИКТе. Газ из сепаратора поступает на замерное устройство 3 и далее в газопровод или факельную линию, в этом случае допускается устанавливать режим работы сепаратора и проводить замер дебита газа сепарации диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ). Скважина на выбранном режиме, после проведения газогидродинамических исследований (первичные исследования), отрабатывается на прямой отвод до полной стабилизации устьевых термобарических параметров, после чего газ направляется в сепарационную установку и осуществляются замеры КГФ, отбор проб газа, КГН и КГС. Дебит КГН замеряется в сепараторе объемным методом с помощью вентилей 7, либо жидкостным расходомером, устанавливаемым на линии сброса жидкости 8 в накопительную емкость 15. Замер воды, поступающей с продукцией в скважину, проводится в накопительной емкости или непосредственно в сепараторе с последующим учетом при расчете дебита конденсата. По результатам промысловых ГКИ определяется величина КГФ (отношение дебита КГН к дебиту газа сепарации, в см3/м3), который с учетом результатов анализа отобранных проб позволяет рассчитать потенциальное содержания 139 углеводородов С5Н12+в, других углеводородных компонентов, состав пластового газа и провести комплекс экспериментов на установке фазовых равновесий. Эксплуатационные скважины исследуются по той же схеме на режиме работы в газосборный коллектор, УКПГ. 1 – штуцер, задающий режим работы скважины, смонтирован между скважиной и сепаратором, 2 – сепаратор, 3 – устройство для замера расхода газа сепарации, 4 – штуцер, задающий режим работы сепаратора, 5 – факельная линия, 6 – байпас, 7 – вентили для замера дебита КГН, 8 – линия сброса КГН из сепаратора, 9 – предохранительный клапан, 10 – контур заземления, 11 – опоры крепления выкидных линий, 12 – вентили для отбора проб газа сепарации и для подключения МТСУ в качестве второй ступени сепарации, 13 – вентиль для отбора пробы КГН, 14 – ДИКТ, 15 – накопительная емкость Рисунок 5.1 - Схема сепарационной установки для исследования скважин Скважины, находящиеся в эксплуатации и оборудованные сепарационными установками на газосборном пункте, необходимо исследовать только после стабилизации работы шлейфа, при этом другие скважины куста останавливаются. При исследованиях с применением двухступенчатой сепарации газ с конденсатом из скважины подается в сепаратор первой ступени, где отделяется жидкость при давлении 11-16 МПа. Одновременно часть газа (менее 1 %), прошедшего сепарацию, направляется на вторую ступень сепарации. В качестве 140 второй ступени сепарации используется малая термостатируемая сепарационная установка МТСУ (типа Конденсат-1, Конденсат-2, МПГУ-1, МЗУ конструкции ООО «ТюменНИИгипрогаз», ЛГКМ-3, БЛУИС-2, УИГКС, НТ-ПКП-4, НТ-ПКП-8). В 1986 году О.Ф. Худяковым, начальником Уренгойской комплексной научноисследовательской экспедиции была разработана «Методика исследований скважин валанжинских залежей Уренгойского месторождения на газоконденсатную характеристику с использованием замерных сепараторов (КС) УКПГ», по которой исследовались скважины по ПО «Уренгойгаздобыча». Методика была утверждена представителями «Главтюменгазпрома», НПО «Тюмен-газтехнология», ПО «Уренгойгаздобыча». В качестве второй ступени сепарации использовалась МТСУ серии БЛУИС-2 разработки «ТюменНИИгипрогаз». На рисунке 5.2 изображена принципиальная схема МТСУ. Исследуемый газ через вентиль 1 поступает в блок предварительной сепарации 2, где при термобарических условиях, максимально приближенных к условиям в первой ступени сепарации, отбивается механически унесенный из первой ступени конденсат. Далее газ проходит через блок ингибирования 3, в котором с помощью вентиля 10 осуществляется подача ингибитора гидратообразования в поток исследуемого газа. После блока ингибирования газ попадает в теплообменник 4 и после штуцирования 7 поступает в сепаратор второй ступени 5. Замер выделившегося КГН осуществляется с помощью уровнемерного стекла 9, замер КГС и водоингибиторной смеси можно проводить с использованием мерного цилиндра 11. Давление сепарации регулируется штуцером 7, а расход газа штуцером 8. Расход газа, поступающего из сепаратора, замеряется счетчиком 6. Энергетический газ, необходимый для охлаждения исследуемого газа, отбирается через второй штуцер 12 из потока, прошедшего сепарацию первой ступени. В зависимости от требуемой температуры сепарации охлаждения можно добиться с помощью дросселирования энергетического газа 13, либо с использованием вихревой трубки 14. По результатам моделирования процесса низкотемпературной сепарации при двухступенчатом разделении газоконденсатной смеси составляются графические зависимости выхода КГН второй ступени сепарации от температуры при различных давлениях сепарации (рисунок 5.3). На основе данных рисунка 5.3 строятся изотермы конденсации, представленные на рисунке 5.4. 141 5 8 Поток газа из 1 ступени сепарации 3 7 9 6 10 1 2 4 12 11 13 14 1, 12 – вентили для отбора газа на МТСУ, 2 – блок предварительной сепарации, 3 – блок ингибирования, 4 – теплообменник, 5 –блок сепарации II ступени, 6 – счетчик газа, 7 – вентиль регулировки давления сепарации во II ступени, 8 – вентиль регулировки расхода газа через II ступень сепарации, 9 – уровнемерное стекло, 10 – вентиль подачи ингибитора, 11 – мерный цилиндр, , 13 – дроссель, 14 – вихревая труба. Рисунок 5.2 - Принципиальная схема МТСУ 142 3 Количество конденсата, см /м 3 40 30 20 4 10 3 2 1 -30 -20 -10 10 20 30 Температура сепарации II ступени, оС 1- Р сеп = 8 МПа; 2 - Р сеп = 6 МПа; 3 - Р сеп = 2 МПа; 4 - Р сеп = 4 МПа Рисунок 5.3 - Изобары конденсации во II ступени сепарации 3 Количество конденсата, см /м 3 40 30 20 3 2 10 1 2 4 6 8 Давление сепарации II ступени, МПа 1 - t сеп = 20 оС; 2 - t сеп = 0 оС; 3 - t сеп = -20 оС Рисунок 5.4 - Изотермы конденсации во II ступени, МПа 143 5.1.2 Метод масштабных исследований Масштабное изучение ГКХ проводится с использованием установок подготовки и переработки последующей сырья, поступающего детализацией по с более обширной мелким зоны объектам месторождения, с (УКПГ, отдельные технологические линии, скважины). При этом необходимым условием является закрытая система добычи, подготовки, транспорта и переработки газа и конденсата, которая обеспечивает минимум технологических потерь. В качестве примера на рисунке 5.5 показана принципиальная схема НТС при закрытой системе сбора газа. Газ из скважин попадает на УКПГ в блок входных ниток 1 (БВН) или ЗПА – здание переключающей аппаратуры). 6 1 в III т.л. Газ из I и II т.л. 3 2 Газ из скважины 4 5 7 8 Конденсат в I т.л. 9 ВМС во II т.л. 1 – БВН, 2 – сепаратор первой ступени, 3 – рекуперативный теплообменник, 4 и 7- дроссели, 6 – узел замера газа сепарации, 8 – конденсатосборник, 9 – узел замера КГН Рисунок 5.5 – Принципиальная схема НТС Поток газа из БВН поступает в сепаратор первой ступени 2, где происходит первичное разделение смеси на газ и жидкость. Выделяемая жидкость направляется в трехфазный разделитель 8, где происходит частичная дегазация в результате 144 снижения давления на дросселе 7 до давления во второй ступени сепарации и разделение жидкости на КГН и водометанольную смесь. Из сепаратора 2 газ через теплообменник 3 и дроссель 4 попадает в сепаратор второй ступени 5. Газ из второй ступени проходит теплообменник 3, где охлаждает газ из первой ступени и через замерный узел 6 направляется в газопровод. КГН из разделителя 8 и сепаратора 5 смешивается в один поток, замеряется и подается по конденсатопроводу на перерабатывающий завод. При проведении масштабных исследований на УКПГ производится запись расходов газа сепарации и КГН; отбираются пробы газа сепарации и КГН из трубопроводов в районе узлов замера газа и конденсата на выходе из УКПГ. Изучив пробы, можно составить материальный баланс и рассчитать количество и состав потока на входе в установку НТС. 5.2. Обеспечение надежности параметров газоконденсатной характеристики 5.2.1 Требования к скважине Газоконденсатную скважину необходимо эксплуатировать с МНД газа, обеспечивающим вынос жидкости с забоя. При этом скорость потока газа у башмака лифтовых труб рекомендуется в пределах 2,5 - 3 м/с. Скважину следует эксплуатировать по лифтовым трубам, так как при этом требуется меньший МНД газа, то есть минимальная депрессия на пласт. Для насыщенных углеводородных систем расчет скорости проводится в зависимости от положения башмака лифтовых труб относительно интервалов перфорации. Для недонасыщенных углеводородных систем расчет скорости проводится в том сечении лифтовых труб, где давление равно давлению начала конденсации. Для перегретых систем расчет скорости проводится для устьевых условий, так как за счет резкого охлаждения скорость потока на устье скважины меньше, чем у башмака колонны лифтовых труб. Перед началом исследований на газоконденсатность разведочной скважины последняя должна работать не менее двух суток при депрессии, не превышающей 15 - 20 %, до стабилизации термобарических параметров. 145 Достоверность получаемых результатов в случае превышения депрессии на пласт устанавливается по равенству КГФ и состава конденсата из скважины с депрессией, не превышающей 15 - 20 %. Этот период работы называется подготовительным. На газоконденсатных месторождениях с длительной стабилизацией давления, дебита и температуры период подготовительной работы скважины может оказаться значительно больше двух суток. На таких месторождениях исследование на газоконденсатность следует проводить после подключения скважин к промысловой газосборной сети. Если скважина подключена к газопроводу с переменным давлением, то необходимо за сепаратором установить регулятор давления. При первичных исследованиях скважина должна отвечать определенным требованиям: - перед исследованиями должна быть очищена от продуктов бурения и перфорации; - в продукции не должна присутствовать пластовая вода; - депрессия на пласт при исследовании насыщенных залежей не должна превышать 10 %; при исследовании недонасыщенных газоконденсатных систем забойное давление должно быть больше или равно давлению начала конденсации; - скорость потока в стволе скважины должна обеспечивать вынос на поверхность жидкости с забоя скважины; - скважина должна работать в безгидратном режиме, в противном случае в нее необходимо подавать ингибитор гидратообразования. 5.2.2.Требования к сепарационной установке Сепарационная установка для проведения газоконденсатных исследований монтируется на устье скважины и должна удовлетворять требованиям Ростехнадзора и «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Сепарационная установка должна обеспечить возможность: практически полного отделения жидкости от газа при данных термобарических условиях; установления различных давлений сепарации; проведения замеров давления и температуры в сепараторе; проведения замеров дебита газа после сепаратора; проведения замеров количества жидкой фазы (воды и конденсата) при данных термобарических условиях; отбора проб газа и конденсата под давлением 146 сепарации; подачи ингибитора гидратообразования перед штуцером на входе газа в сепаратор или затрубное пространство скважины. 5.2.3 Депрессия на пласт при исследовании скважины Снижение давления системы ниже давления начала конденсации приводит к образованию мелкодисперсной жидкой фазы. Пластовая система остается устойчивой при снижении давления, достигающего 10 - 15 % от давления начала конденсации. Поэтому исследовать скважины в насыщенных залежах, вышедших из бурения, необходимо с депрессией до 10 % от пластового давления. Газоконденсатные системы с плотностью углеводородов С5Н12+в ниже 700 кг/м3 и молекулярной массой меньше 100 исследуются до депрессии 15 % от давления начала конденсации. Недонасыщенные залежи в условиях аномально высоких пластовых давлений (коэффициент аномальности больше 1,2) возможно исследовать с депрессией 20 % и более. Газоконденсатные исследования скважин, вскрывших перегретые или пережатые залежи, допускается проводить при депрессиях более 20 %, что выясняется после первых корректных исследований. Созданная в установке фазовых равновесий рекомбинированная проба пластовой смеси позволит определить давление начала конденсации и вычислить допустимую депрессию для последующих исследований. Анализ КГС, отобранного на залежах с гидростатическим давлением при исследовании скважины на различных депрессиях, ответит на вопрос, начиная с какой величины депрессии происходит изменение свойств конденсата, что позволит определить предельную депрессию при последующих исследованиях данной залежи. Наиболее чувствительным критерием, который позволяет определить начало изменений состава конденсата при увеличении депрессии на пласт, является сравнение количества тяжелых углеводородов по ряду нормальных алканов. При исследовании вышедшей из бурения скважины, дренирующей однородный коллектор с насыщенной пластовой системой при большой депрессии, получают заниженный потенциал С5Н12+в облегченного фракционного состава за счет потерь тяжелой части конденсата в призабойной зоне скважины. В дальнейшем при непрерывной работе скважины в течение нескольких месяцев произойдет равновесное насыщение призабойной зоны ретроградным конденсатом. Если, не 147 меняя режима работы скважины, вновь провести газоконденсатные исследования, то полученный потенциал С5Н12+в будет соответствовать истинному потенциалу С5Н12+в пластового газа. При дренировании скважиной сложнопостроенного коллектора даже при длительной работе эксплуатационной скважины с большой депрессией равновесного насыщения призабойной зоны не произойдет, так как основные потери конденсата происходят не на границе пласт - скважина, а на значительном удалении от нее, и выпавший ретроградный конденсат не достигнет забоя. Поэтому потенциал С5Н12+в, полученный при исследовании скважины, окажется заниженным. 5.2.4 Исследование скважин на газоконденсатность в условиях гидратообразования или коррозии Работа скважины и сепарационной установки в гидратном режиме оказывает значительное влияние на результаты газоконденсатных исследований. Так, отложения гидратов в скважине, шлейфе, штуцере в сепараторе и на выходе из него вызывают значительные изменения режима работы скважины, вплоть до ее остановки. Отложение гидратов на штуцере, выходе из сепаратора делает невозможным поддержание постоянных термобарических условий сепарации, что влияет соответственно на величину замеряемого КГФ. Основные методы по борьбе с гидратобразованием - нагрев газа перед штуцером, подача ингибитора гидратообразования перед штуцером на входе в сепаратор, в начале шлейфа или в затрубное пространство скважины. При исследовании эксплуатационных скважин, вскрывших залежи с агрессивными компонентами (H2S, CO2), возникают проблемы, связанные с присутствием в газе углеводородорастворимого ингибитора коррозии, который способствует образованию достаточно устойчивых эмульсий. Ингибитор коррозии может подаваться в скважину несколькими способами: постоянной дозировкой, разовыми регулярными закачками в затрубное пространство, подачей определенного объема ингибитора в призабойную зону. Если первые два случая можно легко исключить при проведении исследований путем 148 остановки дозировочных насосов или закрытием циркуляционного клапана, то в третьем случае присутствие ингибитора в продукции скважины наблюдается в течение месяца после его закачки, что необходимо учитывать при планировании исследований. 5.2.5 Исследование на газоконденсатность низкопродуктивных скважин Исследования низкопродуктивных газоконденсатных скважин характеризуются следующими факторами: - длительной (от нескольких суток и более) стабилизацией давления и дебита; - создаваемой значительной депрессией на пласт, превышающей на 10 – 20 % максимально допустимую величину; - отсутствием условий для выноса потоком газа выпавшей в призабойной зоне жидкости на поверхность. При длительной стабилизации давления и дебита исследования на газоконденсатность следует проводить после ввода скважины в эксплуатацию. В низкопродуктивных депрессиях, превышающих скважинах, как допустимую правило, МНД достигается при для проведении газоконденсатных скважины проводятся газодинамические исследований. После освоения и очистки исследования от меньшего дебита к большему. На каждом режиме определяются забойное давление, дебит газа, КГФ, плотность КГС. Результаты исследований представляются в виде графических зависимостей величин КГФ и плотности от депрессии на пласт (рисунки 5.6 - 5.9). На рисунке 5.6 представлены результаты исследования разведочной скважины, вскрывшей газоконденсатную залежь. При увеличении депрессии тяжелые фракции конденсата выпадают в призабойной зоне, в результате чего уменьшаются значения КГФ и плотности конденсата. Зависимости, представленные на рисунке 5.7, указывают на совместное вскрытие скважиной газоконденсатной залежи и нефтяной оторочки. Характер изменения величин плотности и КГФ свидетельствует о появлении примеси нефти в составе продукции при депрессии больше 23 % от пластового давления. При высокой остаточной нефтенасыщенности коллекторов (более 20 - 25 %) зависимости рассматриваемых параметров могут быть аналогичны представленным 149 на рисунке 5.8. В этом случае при возрастании депрессии на пласт увеличивается поступление нефти в скважину, что сопровождается увеличением КГФ и плотности нефтегазоконденсатной смеси. За счет большой депрессии конденсат выделяется из газовой фазы и, смешиваясь с остаточной нефтью, увеличивает нефтенасыщенность. Вследствие этого процесса на рисунке 5.8 нет характерных изломов. На рисунке 5.9 представлены результаты исследования нефтяного объекта, который первоначально был принят за газоконденсатный. Увеличение депрессии до 35% не привело к каким-либо изменениям плотности углеводородной жидкости, полученной в сепараторе при постоянных условиях сепарации. Это свидетельствует о поступлении из пласта жидкости одного и того же состава на всех режимах работы скважины. Кривая изменения плотности жидкой фазы свидетельствует об увеличении поступления нефти в скважину при возрастании депрессии. Фазовая проницаемость коллектора по газу уменьшается, в результате чего удельное количество жидкой фазы в продукции скважины возрастает. Точка 1 получена при дебите газа меньше МНД Рисунок 5.6 - Результаты промысловых исследований разведочной газоконденсатной скважины 150 Рисунок 5.7 - Результаты промысловых исследований разведочной газоконденсатной скважины, вскрывшей нефтяную оторочку или линзу нефти 151 Рисунок 5.8 - Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей низкопроницаемые породы (Кп = 6-7 %) с высокой остаточной нефтенасыщенностью (Кн = 25-75 %) 152 Рисунок 5.9 – Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей залежь легкой нефти 5.2.6 Особенности исследований скважин при работе двух и более залежей одновременно На многопластовых газоконденсатных месторождениях нескольких залежей объединяются в один эксплуатационный объект и разрабатываются одной сеткой скважин. В этих случаях при исследовании необходимо учитывать неоднородность ФЕС продуктивного разреза и изменение свойств пластовой смеси в его пределах. При исследовании скважин в условиях совместной эксплуатации газоконденсатного и нефтяного эксплуатационных объектов или пластов можно 153 определить долю нефти в жидкой продукции скважины и использовать эти данные для контроля за разработкой нефтяного пласта. Учет примеси нефти в конденсате ведется по величине массовой доли нефти, определенной согласно методике [5.8] и других аттестованных методов. На основании промысловых геофизических исследований массивных карбонатных залежей установлено, что приток пластового газа к скважине наблюдается не по всему пробуренному продуктивному разрезу, а из отдельных ограниченных интервалов. Многолетние повторные исследования действующих скважин свидетельствуют о сохранении работающих интервалов во времени. При совместной эксплуатации нескольких интервалов профиль притоков будет определяться притоком газа, поступающего в скважину из наиболее продуктивных пластов. Таким образом, в условиях одновременного вскрытия значительной толщи продуктивного массива или одновременной эксплуатации нескольких пластов с резко выраженной неоднородностью коллекторов содержание конденсата в добываемом газе обусловливается положением основных газоотдающих интервалов по этажу газоносности и соотношением их продуктивных характеристик. 5.3 Замер конденсатогазового фактора и отбор проб конденсата и газа сепарации 5.3.1 Замер конденсатогазового фактора При расчете потенциального содержания конденсата в пластовом газе, состава пластового газа и при составлении его рекомбинированной пробы (при проведении экспериментов на установке фазовых равновесий) используется замеренный при исследовании КГФ. Замер дебита конденсата осуществляется объемным методом с помощью контрольных замерных вентилей сепаратора, либо с помощью расходомеров жидкости, установленных на сливе жидкости из сепаратора. Для замера дебита объемным методом сепаратор оборудуется замерными вентилями (рисунок 1, п.5.1.1), которые устанавливаются в стенке сепаратора на различных уровнях по вертикали со впаянными в них горизонтальными трубками. Эти трубки предупреждают поступление в вентили конденсата, стекающего по 154 стенкам сепаратора. Самый нижний вентиль должен находиться на линии сброса конденсата. На рисунке 5.10 изображен узел замерного вентиля. 1 0 -1 5 м м 2 1 3 1-вентиль; 2-трубка; 3-стенка сепаратора Рисунок 5.10 – Узел замерного вентиля Перед замером дебита конденсата из сепаратора сбрасывается скопившаяся в нем жидкость. Отсутствие жидкой фазы проверяется путем частичного открытия нижнего вентиля на линии сброса конденсата. Затем закрывается задвижка и начинается проведение замеров. До тех пор, пока уровень конденсата не поднимется до горизонтально расположенной трубки, из вентиля выходит слабая струя газа. Как только уровень конденсата достигнет трубки, он начинает выходить из вентиля. В этот момент включением секундомера фиксируется время поступления жидкой фазы и закрывается нижний вентиль. По тарированному объему сепаратора между вентилями рассчитывается дебит КГН. Замеры условиях дебита сепарации КГН повторяют при установившихся термобарических до получения сходимости результатов. При быстром накоплении жидкой фазы в сепараторе (менее 3 мин) для повышения точности дебит конденсата определяют при атмосферном давлении в замерной емкости. Если сепаратор не оборудован замерными вентилями или объемным счетчиком конденсата, замерять дебит конденсата в тарированной емкости при атмосферном давлении можно при любом содержании жидкости в газе. Замер уровня жидкости в емкости можно проводить либо металлическим метр-штоком, либо стеклянной трубкой. Пересчет дебита дегазированного конденсата в дебит КГН производится с учетом коэффициента усадки, который определяется по формуле: 155 Кус  где Кус - Vдк , Vк (5.1) коэффициент усадки конденсата; Vдк - объем дегазированного конденсата из контейнера, см3; Vк - объем контейнера, см3. Для определения величин Vдк и Vк необходимо в контейнер объемом 100-150 см3 отобрать пробу КГН, затем слить конденсат из контейнера в мерный цилиндр и стабилизировать его при температуре конденсата в емкости, в которой осуществляется замер дебита дегазированного конденсата. Определяется объем слитого конденсата Vдк. Объем контейнера Vк определяется путем тарировки водой с помощью мерного цилиндра. Тарировка контейнера и определение коэффициента усадки конденсата осуществляется 2-3 раза до сходимости результатов. Дебит КГН определяется по формуле: QКГН  где Qдк Кус , (5.2) QКГН, Qдк – дебиты, соответственно, КГН и дегазированного конденсата, 3 м /сут. Типовая форма представления результатов промысловых исследований на газоконденсатность приведена в таблице 5.1. 156 МПа МПа 7 8 9 10 11 о С МПа 12 13 v Qгсеп С % м/с 14 15 16 о тыс. 3 м /сут 17 КГС ч ΔР КГН С о Тс Конденсатогазовый фактор КГН МПа газа сепарации Рс Скорость потока у башмака НКТ Ту Тпл Депрессия на пласт Рз температура Рт Рпл Дебит температура 6 t давление Диаметр диафрагмы 5 давление 4 Температура 3 Затрубное давление 2 мм Трубное давление 1 мм Условия сепарации Устьевые условия Время работы на режиме м Диаметр штуцера Дата исследования Пласт Интервал перфорации № скв. Условия на забое Коэффициент усадки КГН Таблица 5.1 - Результаты промысловых исследований на газоконденсатность Кус qн qст м /сут 3 ед. см /м см /м 18 19 20 21 Qксеп 3 3 3 3 Замеренное пластовое давление _____, МПа Замеренная пластовая температура _____, оС 157 5.3.2 Отбор проб газа и конденсата Во время ГКИ, из сепаратора отбираются пробы газа, конденсата и сопутствующих вод для проведения лабораторных, экспериментальных и аналитических исследований. Отбор проб газа сепарации и КГН осуществляется при тех же термобарических условиях сепарации, при которых производится замер КГФ. Объем и виды проб, которые необходимо отбирать, зависят от целей и задач исследований. При исследовании разведочных скважин с целью определения параметров для подсчета балансовых и извлекаемых запасов конденсата необходим следующий объем проб:  для определения состава пластового газа и основных физико-химических характеристик конденсата отбирается – три контейнера КГН по 100 - 150 см3 каждый, два контейнера газа сепарации по 100 - 150 см3;  для проведения экспериментальных исследований на установках фазовых равновесий отбираются 1-2 баллона объемом 40 дм3 (40 литров) газа сепарации под давлением сепарации и 3-4 контейнера КГН емкостью 400 - 800 см3;  для изучения физико-химической характеристики конденсата отбирается 3 дм3 КГС;  для определения направления переработки конденсата и характеристик 3 моторного топлива необходимо отобрать 10 дм КГС. При исследовании эксплуатационных скважины с целью контроля за текущей ГКХ залежи отбираются все пробы, за исключением проб для определения КИК. Отбор проб газа сепарации проводят в контейнеры и баллоны способом сухой продувки и заполняют их до давления в точке отбора. Отбор проб в проточные контейнеры и баллоны согласно ГОСТ 18917-82 проводится в соответствии со схемой (рисунок 5.11). Проточный контейнер или баллон устанавливается вертикально. Верхний вентиль контейнера с помощью трубки или шланга высокого давления соединяется с вентилем для отбора газа 2. Открываются вентиль 2, верхний вентиль контейнера 5 и, после заполнения контейнера, частично открывается нижний вентиль контейнера. Через нижний вентиль контейнера в течение некоторого времени производится продувка газа сепарации с такой скоростью, чтобы в контейнере или баллоне давление было близким к давлению сепарации. Если контейнер объемом 150 см3, время продувки 158 можно ограничить 30 секундами. Если проба отбирается в контейнер большего размера, время продувки возрастает до 5 минут. Продувку проводят таким образом, чтобы контейнер не охлаждался ниже температуры сепарации. По окончании продувки нижний вентиль контейнера закрывается для выравнивания давления в контейнере и сепараторе. Затем закрывается верхний вентиль контейнера или баллона, закрывается вентиль 2, и контейнер отсоединяется. После проверки на герметичность контейнеры и баллоны снабжаются заглушками и этикеткой. 1 - сепаратор; 2 - вентили для отбора проб; 3 - манометр; 4 - вентиль для отбора проб конденсата; 5 - проточный контейнер или баллон для отбора пробы газа; 6 - проточный контейнер для отбора пробы конденсата Рисунок 5.11 – Схема обвязки проточных контейнера и баллона при отборе проб газа сепарации и КГН В непроточные баллоны пробы газа сепарации отбираются следующим образом. В течение 5 - 7 минут проводится заполнение баллона газом, после чего баллон отсоединяется от линии отбора, и газ из баллона медленно выпускается до остаточного давления в баллоне 0,3 - 0,5 МПа таким образом, чтобы не происходила конденсация С5Н12+в. Такая процедура осуществляется три раза, что позволяет удалить из баллона воздух. Во время третьего выпуска газа из баллона его рекомендуется поставить вентилем вниз, чтобы убедиться в отсутствии в баллоне жидкости. Далее баллон заполняется газом сепарации в течение не менее 10 минут, после чего отсоединяется, проверяется на герметичность, снабжается заглушкой и этикеткой. Существует способ отбора пробы газа cепарации в контейнеры или баллоны без выпуска части газа в атмосферу. Для этого осуществляется вакуумирование баллона или контейнера. Во избежание потерь давления газа на вентиле и 159 вследствие потери углеводородов С5Н12+в поддерживается низкая скорость заполнения баллона. Например, газовый баллон емкостью 0,040 м3 заполняется в течение 30 минут. В проточные контейнеры пробы КГН отбираются в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 11. Контейнер 6 располагается вертикально и с помощью трубки или шланга высокого давления через нижний вентиль присоединяется к вентилю 4 в нижней части сепаратора. Если в продукции скважины есть вода, то нужно убедиться, что уровень воды ниже уровня вентиля 4. При закрытом верхнем вентиле контейнера открываются нижний вентиль и вентиль 4 на сепараторе. КГН поступает в контейнер 6. Приоткрывается верхний вентиль контейнера и стравливается газовая шапка. Затем несколько секунд контейнер продувается, чтобы перевести из контейнера первую порцию разгазированного конденсата. После чего закрывается верхний вентиль контейнера. Контейнер в таком состоянии выдерживается 20 - 30 секунд, затем слегка приоткрывается верхний вентиль для того, чтобы убедиться в отсутствии газовой шапки в контейнере. Если газовая шапка в контейнере есть, то ее стравливают до появления из вентиля первых капель конденсата. Верхний вентиль закрывается, затем закрывается нижний вентиль, затем вентиль на сепараторе. Контейнер отсоединяется, проверяется на герметичность, снабжается заглушками и этикеткой. В двухполостные поршневые контейнеры КГН отбирается следующим образом. В одну из полостей контейнера подается буферная жидкость (как правило – смесь глицерина с водой или ДЭГ), замеряется ее количество, поршень внутри контейнера перемещается к противоположному вентилю. Контейнер располагается вертикально; полость, заполненная буферной жидкостью – внизу. КГН поступает в верхнюю полость контейнера. Приоткрывается нижний вентиль контейнера, из него медленно сливается буферная жидкость в мерный цилиндр, для контроля ее количества. Когда в контейнере остается 50-100 см3 буферной жидкости, нижний вентиль закрывают. Затем закрывают верхний вентиль контейнера, контейнер отсоединяется, проверяется на герметичность, снабжается заглушками и этикеткой. Пробы дегазированного конденсата и попутной воды отбираются в емкости с герметичными крышками и снабжаются соответствующими этикетками. 160 5.3.3 Факторы, влияющие на качество отобранных проб Весьма важным при промысловых исследованиях на газоконденсатность является обеспечение неизменного первоначального состава представительной пробы до проведения лабораторных исследований. Сохранность проб зависит от термобарических условий их отбора и температуры окружающей среды во время отбора и доставки в лабораторию. Если температура сепарации не превышает плюс 6 оС, то даже глубокое (до минус 40 оС) охлаждение пробы в зимнее время не вызовет ощутимых изменений ее состава. При отборе проб в условиях высоких температур сепарации (исследование скважин «перегретых» залежей и подогрев газа в целях предотвращения гидратообразования) последующее охлаждение контейнера с пробой газа может вызвать изменение ее состава. Восстановить истинный состав пробы газа следует нагреванием контейнера до температуры 90 – 100 оС, причем эту температуру необходимо поддерживать в течение трех часов. Затем контейнер следует охладить до температуры отбора пробы. Кроме температуры сепарации, на качество пробы при ее анализе влияет давление сепарации. При проведении газохроматографического анализа давление пробы газа снижается от давления отбора пробы в контейнере до атмосферного. Если проба отобрана при давлении сепарации до 6 МПа, то снижение давления не вызывает уменьшения содержания в пробе газа углеводородов С5Н12+в. При давлении сепарации выше 7 МПа снижение давления пробы газа вызывает ретроградную конденсацию углеводородов (в том числе С5Н12+в). При исследовании скважины, вскрывшей газоконденсатную и нефтяную залежи, при давлении сепарации 3 - 7 МПа в контейнер вместо смеси КГН и сырой нефти можно отобрать пену, вследствие чего в пробоотборнике появляется газовая шапка. Исследовать такую скважину (замерять КГФ и отбирать пробы) необходимо при давлении сепарации 1,5 - 2,5 МПа [5.9]. При температуре сепарации значительно ниже температуры окружающей среды, отбор проб КГН необходимо производить в охлажденный контейнер. Если температура сепарации намного выше температуры окружающей среды, могут возникнуть сложности при отборе проб КГН. При содержании в конденсате твердого парафина больше 2 масс. долей, %; контейнер при отборе пробы КГН следует нагревать до температуры сепарации. 161 Коэффициент усадки конденсата в обоих случаях (tсепtвозд и tсепtвозд) оказывается завышенным. Поэтому, замеряя коэффициент усадки конденсата, необходимо приводить температуру контейнера для отбора пробы к температуре сепарации, если эти температуры отличаются больше чем на 20 - 25 оС. 5.3.4 Информационное сопровождение отобранных проб После отбора проб контейнеры, баллоны, бутылки и канистры с пробами снабжаются этикетками следующего содержания: - дата отбора пробы; - название месторождения (или разведочной площади); - номер скважины; - интервал перфорации (или интервал открытого ствола); - диаметр штуцера, задающего режим работы скважины (или давление на "головке" скважины в случае, если режим работы скважины задается регулируемым штуцером); - вид пробы (газ сепарации, КГН или КГС, нефть или вода); - место отбора пробы (из сепаратора, из МТСУ, из емкости и т.д.); - условия сепарации (давление и температура); - номер контейнера, баллона, канистры; - подпись работника, отбиравшего пробу. Этикетка прикрепляется (сворачивается особым образом и привязывается) к вентилю контейнера или баллона, к горловине бутылки или канистры. 5.4 Лабораторные исследования газа и конденсата Пробы газа и конденсата, отобранные из сепаратора, исследуют в лаборатории. Состав газа сепарации определяют методом газовой хроматографии в соответствии с ГОСТ 23781-87. Пробы КГН разгазируются для определения в дальнейшем состава газов дегазации, дебутанизации и дебутанизированного конденсата. На рекомбинированных пробах газа сепарации и КГН в установках фазовых равновесий изучают фазовые превращения пластового газа со снижением 162 давления при пластовой температуре. Физико-химические исследования конденсата включают в себя комплекс исследований по определению физико-химических свойств, фракционного состава, индивидуального углеводородного состава до нормального нонана и группового углеводородного состава. 5.4.1 Физико-химические исследования конденсата По результатам лабораторных физико-химических исследований конденсата определяются следующие основные преломления, молекулярная масса, параметры: температура плотность, застывания, показатель температура помутнения, вязкость, содержание парафина, общей серы, воды, хлористых солей, смолистых соединений и асфальтенов, фракционный состав, индивидуальный углеводородный состав до нормального нонана, групповой углеводородный состав (таблица 5.2). Определение вышеприведенных параметров физико-химической характеристики конденсатов проводится согласно действующим государственным стандартам, аттестованным методикам выполнения измерений (МВИ) и методам, приведенным в [5.10]. Такие показатели, как плотность, показатель преломления, температура застывания и помутнения, вязкость, содержание парафина, хлористых солей, воды определяются согласно государственным стандартам. Определение молекулярной массы проводится методом криоскопии в бензоле [5.10]. Допускается использование МВИ (таблица 5.2). Содержание смолистых соединений и асфальтенов определяется согласно [5.10]. Фракционный состав определяется согласно государственным стандартам. Индивидуальный углеводородный состав до нормального нонана определяется методом газожидкостной хроматографии в соответствии с [5.10], а также по методикам, прилагаемым к соответствующим приборам. Групповой углеводородный состав (содержание в конденсате метановых, нафтеновых, ароматических углеводородов, смолистых соединений) определяется разными методами. По методике [5.10] для фракций, выкипающих до температуры 350 оС, используется метод анилиновых точек, для фракций, выкипающих выше 350 оС – метод адсорбционной хроматографии. При структурно-групповом анализе (метод n-d-M) [5.10] углеводородный состав фракций конденсата выражается в виде среднего относительного содержания в них ароматических, нафтеновых и других 163 циклических структур, а также парафиновых цепей. Новым подходом в определении группового углеводородного состава является метод жидкостной хроматографии, предлагаемый рядом российских и зарубежных фирм. Выбор и объем комплекса физико-химических исследований конденсата определяется поставленными задачами по подсчету запасов газа и конденсата, проектированию разработки, обустройства, переработки и по контролю за разработкой. Таблица 5.2 – Стандартный комплекс физико-химических исследований конденсата Параметры Методы определения Фракционный состав ГОСТ 2177-99, ГОСТ 11011-85, ASTM D 2892 Плотность при 20 оС ГОСТ 3900-85 Показатель преломления ГОСТ 18995.2-73 Молекулярная масса МВИ 12897202.05-02, МВИ 12897202.03-99 Вязкость ГОСТ 33-2000 Температура помутнения ГОСТ 5066-91 Температура застывания ГОСТ 20287-91 Температура вспышки в закрытом ГОСТ 6356-75 тигле Содержание, масс. доля, %: парафина ГОСТ 11851-85 общей серы ГОСТ 19121-73 воды ГОСТ 2477-65 хлористых солей ГОСТ 21534-76 смол [5.10] асфальтенов [5.10] 164 5.4.2 Расчет состава пластового газа и конденсата газового нестабильного При изучении проб КГН на разведочном этапе и в начальный период разработки последовательно применяются процессы дегазации и дебутанизации конденсата. В период разработки при облегчении добываемого конденсата, а также при изучении систем с конденсатами плотностью менее 0,70 г/см3 можно ограничиться процессом дегазации проб. Ниже приведен порядок расчета состава пластового газа и потенциального содержания КГС для одноступенчатой сепарации. Методика расчета состава пластового газа и потенциального содержания КГС для двухступенчатой сепарации приведена в Методической части Инструкции, раздел 5. 5.4.2.1 Расчет состава пластового газа и конденсата газового нестабильного с дебутанизацией Пробы КГН подвергают дегазации по схеме, показанной на рисунке 5.12. 1 - контейнер с КГН; 2 - термостат; 3 - ловушки; 4 - химический стакан; 5 - лед с солью; 6 - газометр; 7 - рассол; 8 - уравнительная склянка; 9 - трехходовой стеклянный кран; 10 - химический стакан с водой Рисунок 5.12 - Схема установки для дегазации КГН 165 Контейнер 1 помещается в термостат 2. Между контейнером 1 и газометром 6 помещаются стеклянные ловушки 3, погруженные в охлаждающую смесь льда с солью 5 (-20 °С), служащие для улавливания жидких углеводородов, уносимых газом из контейнера. Для разгазирования пробы КГН открывают вентиль контейнера 1 и со скоростью, не превышающей 5 дм3/ч, выпускают газ в газометр 6. В термостате следует поддерживать температуру порядка 20 °С. При открытом вентиле контейнера 1 после прекращения выделения газа из контейнера температура в бане доводится до плюс 35 °С. Выделяющееся дополнительное количество газа из контейнера подается в газометр. После этого вентиль закрывают. Для удаления газовых углеводородов, растворенных в жидкости, собранной в змеевиковых ловушках 3, температуру охлаждающей смеси постепенно повышают до плюс 5 °С. Конденсат из контейнера сливают вместе с жидким продуктом из змеевиковых ловушек и подвергают дебутанизации с помощью лабораторной ректификационной колонки, показанной на рисунке 5.13. Между ректификационной колонкой 3 и газовой бюреткой 5 помещаются стеклянные ловушки 4, погруженные в охлаждающую смесь льда с солью, служащие для улавливания жидких углеводородов, уносимых газом при дебутанизации. Для дебутанизации жидкий продукт, находящийся в колбе 1, подогревают колбонагревателем 2. Нагрев, регулируемый лабораторным трансформатором, ведут до полного прекращения выделения газа из колбы. Дебутанизированный конденсат переливают из колбы в мерный цилиндр. Замеряют количество жидкого продукта и определяют его плотность (при 20 °С). В результате исследований получают следующие исходные данные для расчета содержаний этана, пропана, бутанов и С5Н12+в в пластовом газе. По результатам дегазации и дебутанизации КГН получают исходные данные для расчета состава пластового газа и КГН: - объем контейнера V, в который отобран КГН, см3; - количество выделяющегося КГН, q, в (определяется на промысле), см3 на 1 м3 газа сепарации; - объем газа a, выделившегося при дегазации КГН, в объеме контейнера, л; - объем газа б, выделившегося при дебутанизации дегазированного КГН, в объеме контейнера, л; 166 - объем дебутанизированного КГН b в объеме контейнера, см3; 20 - плотность дебутанизированного КГН  4дк при 20 0С; - молекулярную массу Мдк дебутанизированного КГН. 1 - колба с дегазированным конденсатом; 2 - колбонагреватель; 3 - ректификационная колонка; 4 - ловушка; 5 - газовая бюретка Рисунок 5.13 - Лабораторная ректификационная установка При расчете состава пластового газа исходят из 1000 молей газа сепарации, которые заносят в таблицу 5.3 (графа 2, строка «всего»). Количество газа, выделяющегося при дегазации КГН, А, дм3, вычисляют по формуле: 167 aq V . A (5.3) Количество газа, выделяющегося при дебутанизации дегазированного КГН, Б, дм3, вычисляют по формуле: Б Количество бq . V дебутанизированного (5.4) КГН В, см3, вычисляют по формуле: B Данные, полученные q  b  420 дк 24,04 . V  M дк по формулам (5.5) (5.3-5.4), заносят в таблицу 5.3, соответственно, в графы 5, 8, 11 (строка «всего»). Компонентные составы газов сепарации, дегазации, дебутанизации и дебутанизированного КГН, определенные хроматографическим методом, заносят в таблицу 5.3, соответственно, в графы 3, 6, 9, 12. Молекулярные массы смесей углеводородных и неуглеводородных компонентов газов сепарации, дегазации и дебутанизации Мсм, г-моль, вычисляют для каждой смеси по формуле: N М см  y i 1 i  Mi 100 (5.6) , где уi – молярная концентрация i –го компонента, мол. доля, %; Мi – молекулярная масса i – го компонента в смеси, г-моль; N – число компонентов. Молекулярные массы смесей углеводородных компонентов газов сепарации, дегазации, дебутанизации МСn+, г-моль, вычисляют по формуле: 168 Cn  n  М Cn   y i Cn i  Mi yCn  (5.7) , где i - углеводородные компоненты, содержащие атомы углерода от n до n  n . Массовые концентрации компонентов газов сепарации, дегазации и дебутанизации (таблица 5.3, соответственно графы 4, 7, 10), для которых известны молекулярные массы, вычисляют по формуле: xi  yi  Mi M см , (5.8) где xi – массовая концентрация i-ого компонента, масс. доля, %. Молярные концентрации компонентов дебутанизированного КГН (таблица 5.3, графа 12), для которых известны молекулярные массы, вычисляют по формуле: yi  xi  M дк Mi . ( 5.9) Молярные концентрация компонентов Сn+ (yСn+), молекулярная масса которых неизвестна, вычисляют по формуле: Ni yCn   100   yi i 1 ( , 5.10) где Ni – число компонентов с известной молярной концентрацией. Молекулярную массу МСn+ дебутанизированного КГН вычисляют по формуле: M Cn   xCn   M см yCn  ( 5.11) Количество молей компонентов вычисляют по формулам: - газа сепарации (таблица 5.3, графа 2) 169 Гмсеп  yi 10 ; ( 5.12) - газа дегазации (таблица 5.3, графа 5) Гмдег  yi  А 100 ; ( 5.13) - газа дебутанизации (таблица 5.3, графа 8) Гмдеб  yi  Б 100 : ( 5.14) - дебутанизированного КГН (таблица 5.3, графа 11) Гмдк  yi  В 100 . (5.15) Количество г-молей i-х компонентов и в целом КГН (таблица 5.3, графа 14, строка «всего») вычисляют по формуле: Гмнк  Гмдег  Гмдеб  Гмдк . ( 5.16) Молярные концентрации компонентов КГН (таблица 5.3, графа 15) вычисляют по формуле: Гмнкi  100 Гмнк . yi  ( 5.17) Массовые концентрации компонентов КГН (таблица 5.3, графа 16) вычисляют по формуле: xi  yi  M i Ni y i 1 i  100 (  Mi . 5.18) 170 Количество г-молей i-х компонентов и в целом пластового газа (таблица 5.3, графа 17, строка «всего») вычисляют по формуле: Гмпг  Гмсеп  Гмнк . (5.19) Молярные концентрации компонентов пластового газа (таблица 5.3, графа 18) вычисляют по формуле: Гмпгi  100 Гмпг . yi  ( 5.20) Массовые концентрации компонентов пластового газа (таблица 5.3, графа 19) вычисляют по формуле: xi  yi  M i Ni y i 1 i  100 (  Mi 5.21) . При известных молярных концентрациях и молекулярных массах всех компонентов молекулярные массы КГН и пластового газа вычисляют по формуле (5.6). Молекулярные массы МСn+ КГН и пластового газа вычисляют по формуле (5.7). 5.4.2.2 Расчет состава пластового газа и конденсата газового нестабильного без дебутанизации По результатам дегазации КГН получают исходные данные для расчета состава пластового газа и КГН: - объем контейнера V, в который отобран КГН, см3; - количество выделяющегося КГН q (определяется на промысле), см3 на 1 м3 газа сепарации; 171 - объем газа а, выделяющегося при дегазации КГН, в объеме контейнера, л; - объем дегазированного КГН б в объеме контейнера, см3; - плотность дегазированного КГН ρ204 при 20 оС; - молекулярную массу М дегазированного КГН. При расчете состава пластового газа следует исходить из 1000 молей газа сепарации. Количество газа, выделяющегося при дегазации КГН, А, дм3, вычисляют по формуле: A aq V . (5.22) Количество дегазированного КГН В, см3 вычисляют по формуле: q  b   4  24,04 B . V M ( 20 5.23) Пример расчета состава пластового газа с дебутанизацией КГН Исходные данные для расчета состава пластового газа: q - 375 см3/м3 - КГФ КГН при условиях отбора проб; V - 89 см3 - объем контейнера, в который отобран КГН; a – 6,01 дм3 - объем газа, выделившегося из КГН при дегазации; б – 2,36 дм3 - объем газа, выделившегося из дегазированного конденсата при дебутанизации; b - 62 см3 - объем жидких углеводородов. в объеме контейнера (дебутанизированный конденсат); Мдк - 110 - молекулярная масса дебутанизированного конденсата. 20  4дк - 0,7296 г/см3 - плотность дебутанизированного конденсата. Количество молей газа, выделяющегося при дегазации КГН, вычисляют по формуле (5.3): A 6,01  375  25,323 ; 89 количество молей газа, выделяющегося при дебутанизации дегазированного конденсата, вычисляют по формуле (5.4): 172 Б 2,36  375  9,944 ; 89 количество молей дебутанизированного конденсата вычисляют по формуле (5.5): B 375  62  0,7296  24,04  41,654. 89  110 Полученные данные заносят в таблицу 5.3, соответственно, в графы 5, 8, 11, (строка «всего»). Компонентные дебутанизированного составы газов конденсата, сепарации, дегазации, определенные дебутанизации методом и газожидкостной хроматографии, заносят в таблицу 5.3, соответственно, в графы 3, 6, 9, 12. Исходя из общего числа молей газов сепарации, дегазации, дебутанизации и дебутанизированного конденсата, определяют число молей отдельных компонентов, соответственно, по формулам (5.12 - 5.15) и заносят в графы 2, 5, 8, 11. Молекулярные массы смесей углеводородных и неуглеводородных компонентов газов сепарации, дегазации, дебутанизации при известном молярном составе вычисляют для каждого газа по формуле (5.6) и заносят в строку «Мсм» (графы 3, 6, 9). Молекулярные массы смесей углеводородных компонентов газов сепарации, дегазации, дебутанизации при известном молярном составе вычисляют для каждого газа по формуле (5.7) и заносят в строки «МС5+; МС7+ ; МC8+» (графы 3, 6, 9). Массовые концентрации компонентов газов сепарации, дегазации и дебутанизации, для которых известны молекулярные массы, вычисляют по формуле (5.8) и заносят, соответственно, в графы 4, 7, 10. Молярные концентрации компонентов дебутанизированного конденсата, для которых известны молекулярные массы, вычисляют по формуле (5.9) и заносят в графу 12. Молярную концентрацию С10Н22+в, молекулярная масса которого неизвестна, вычисляют по формуле (5.10). Молекулярную массу в дебутанизированном конденсате углеводородов С10Н22+в вычисляют по формуле (5.11): 173 М С10  25,16  110  177 15,67 174 Таблица 5.3 – Расчет состава пластового газа Состав газов сепарации Компоненты моли 1 мол. доля, % Состав конденсата дегазации масс. доля, % моли мол. доля, % дебутанизации масс. доля, % моли моли мол. доля, % 10 11 12 масс. доля, % моли мол. доля, % 13 14 15 масс. доля, % моли мол. доля, % масс. доля, % 16 17 18 19 3 4 5 6 7 CH4 906,7 90,67 80,42 14,319 56,54 32,78 14,319 18,59 3,91 921,019 85,52 61,75 C2H6 48,1 4,81 8,00 4,515 17,83 19,38 0,266 2,67 1,456 4,781 6,22 2,47 52,881 4,91 6,65 C3H8 19,9 1,99 4,85 3,874 15,3 24,39 2,924 29,4 23,512 6,798 8,84 5,14 26,698 2,48 4,92 iC4H10 4,9 0,49 1,58 0,942 3,72 7,82 2,225 22,38 23,588 0,104 0,25 0,13 3,271 4,25 3,26 8,171 0,76 1,99 nC4H10 5,8 0,58 1,86 1,005 3,97 8,34 3,293 33,12 34,914 0,229 0,55 0,29 4,527 5,89 4,51 10,327 0,96 2,51 iC5H12 1,5 0,15 0,6 0,258 1,02 2,66 0,753 7,57 9,905 2,508 6,02 3,95 3,519 4,57 4,35 5,019 0,47 1,53 nC5H12 1,3 0,13 0,52 0,218 0,86 2,24 0,4 4,02 5,26 3,303 7,93 5,2 3,921 5,1 4,85 5,221 0,48 1,56 C6H14 0,6 0,06 0,29 0,104 0,41 1,28 0,063 0,63 0,985 8,922 21,42 16,78 9,089 11,82 13,43 9,689 0,9 3,49 C7H16 0,1 0,01 0,06 0,068 0,27 0,98 0,021 0,21 0,382 9,472 22,74 20,71 9,561 12,43 16,42 9,661 0,9 4,06 C8H18 6,061 14,55 15,11 6,061 7,88 11,87 6,061 0,56 2,88 C9H20 4,528 10,87 12,67 4,528 5,89 9,96 4,528 0,42 2,43 6,527 15,67 25,16 6,527 8,49 19,81 6,527 0,61 4,86 10,1 0,94 1,19 N2 СО2 Всего C5+ 10,1 1,01 1,58 9 масс. доля, % Состав пластового газа КГН 2 C10H22+ 8 мол. доля, % дебутанизированного 1 0,1 0,24 0,02 0,08 0,13 0,02 0,03 0,02 1,02 0,09 0,18 1000 100 100 25,323 100 100 9,944 100 100 41,654 100 100 76,922 100 100 1076,92 100 100 3,5 0,35 1,47 0,648 2,56 7,16 1,237 12,43 16,532 41,321 99,2 99,58 43,206 56,18 80,69 46,706 4,34 20,81 Мсм 18,08 27,66 55,14 110 75,86 22,21 МС5+ 75,36 77,36 73,33 110,42 108,94 106,47 МС7+ 126,92 126,95 126,9 МC8+ 141,72 141,88 142,02 МС10+ 177 177 177 Молярная доля газа сепарации в пластовом газе 0,9286 Молярная доля «сухого» газа в пластовом 0,9566 Молярное соотношение газа сепарации и «сухого» газа 0,9707 174 Для определения состава КГН суммируют по компонентам число г-молей газов сепарации, дегазации, дебутанизации и дебутанизированного конденсата по формуле (5.16) и заносят в графу 14. Молярные концентрации компонентов КГН вычисляют по формуле (5.17) и заносят в графу 15. Массовые концентрации компонентов КГН вычисляют по формуле (5.18) и заносят в графу 16. Количество г-молей компонентов и в целом пластового газа вычисляют по формуле (5.19) и заносят в графу 17: Молярные концентрации компонентов пластового газа вычисляют по формуле (5.20) и заносят в графу 18. Массовые концентрации компонентов пластового газа вычисляют по формуле (5.21) и заносят в графу 19. Молекулярные массы КГН и пластового газа вычисляют по формуле (5.6), для углеводородов С10Н22+в используют значение молекулярной массы этих углеводородов в дебутанизированном конденсате. Молекулярные массы Сn+ КГН и пластового газа вычисляют по формуле (5.7). 5.5 Определение потенциального содержания конденсата газового стабильного и других компонентов пластового газа Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на 1 м3 газа сепарации с дебутанизацией, Псеп, г/м3, вычисляют по формуле Псеп  L  M C n q  L    0,03  a  L1  0,03  б  L2  b  420  4   10  3 V  100  24,04 (5.24) где L1, L2, L3, L4 – содержание углеводородов С5Н12+в в газе дегазации, дебутанизации, сепарации и в дебутанизированном КГН, мол. дол., %; M Cn - молекулярная масса углеводородов С Н 5 12+в в газе сепарации. Пересчет потенциального содержания углеводородов С5Н12+в на 1 м3 пластового и «сухого» газов осуществляют через молярные соотношения газов. - молярную долю газа сепарации в пластовом газе определяют по формуле: 175 МД гс  Гмсеп Гмпл ; (5. 25) - молярную долю «сухого» газа в пластовом определяют по формуле: 1 МД сух  C n  n  y i Cn (5. i 26) 100 - молярное соотношение газа сепарации и «сухого» газа вычисляют по формуле МД  Потенциальное Гмсеп Гмпл  ГмС5 H12в содержание углеводородов (5. 27) С5Н12+в на пластовый газ определяют по формуле: Ппл  П  МД гс (5.28) Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на «сухой» газ определяют по формуле: П сух  П пл МД (5.29) Потенциальные содержание бутанов, пропана и этана определяют путем умножения молярного процентного содержания каждого компонента в пластовом газе на коэффициенты 12,5 для этана; 18,3 для пропана и 24,2 для бутанов; сероводорода, гелия, двуокиси углерода, азота – соответственно на коэффициенты 14,3; 1,66; 18,3; 11,7; газовой серы - умножением процентного содержания сероводорода на 0,9. Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на 1 м3 газа сепарации, Псеп, г/м3, без дебутанизации вычисляют по формуле: 176 Псеп  L2  M Cn  L  q    0,03  a  L1  b   420  3   10  V  100  24,04 , (5.30) где L1, L2, L3, – содержание углеводородов С5Н12+в в газах дегазации, сепарации и в дегазированном КГН, мол. дол., %; M C n - молекулярная масса углеводородов С5Н12+в в газе сепарации. Пример расчета потенциального содержания компонентов пластовой газоконденсатной смеси Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на 1 м3 газа сепарации вычисляют по формуле (5.24): 375  99,2  0,35  75,36   0,03  6,01 2,56  0,03  2,36  12,43  62  0,7296   206г / м3   10  89  100  24,04 Молярную долю газа сепарации в пластовом газе вычисляют по формуле Псеп  (5.25): МД гс  1000  0,9286 1076,9 Молярную долю «сухого» газа в пластовом газе вычисляют по формуле (5.26): МД сух  1  4,34  0,9566 100 Молярное соотношение газа сепарации и «сухого» газа вычисляют по формуле (5.27): МД  1000  0,9707 1076,9  46,706 Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на пластовый газ вычисляют по формуле (5.28): Ппл  206  0,9286  191 г/м3 Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в на «сухой» газ вычисляют по формуле (5.29): Псух  191  200 г/м3 0,9566 177 Потенциальные содержания этана, пропана, бутанов вычисляют путем умножения молярного процентного содержания каждого компонента в пластовом газе, соответственно, на коэффициенты - 12,5; 18,3; 24,2, двуокиси углерода, азота, соответственно, на коэффициенты - 18,3; 11,7: ПC2 H 6  4,9112,5  61,4 г/м3 ПC3 H 8  2,48  18,3  45,4 г/м3 ПiC4 H10  0,76  24,2  18,4 г/м3 ПnC4 H10  0,96  24,2  23,2 г/м3 ПCO2  0,09  18,3  1,6 г/м3 П N 2  0,94  11,7  11,0 г/м3 Перевод содержания вышеперечисленных компонентов на 1 м3 «сухого» газа осуществляют делением полученных значений на молярную долю «сухого» газа в пластовом: П сухC2 H 6  5.6 61,4  64,2 г/м3 и так далее. 0,9566 Лабораторные термодинамические исследования газоконденсатных систем Лабораторные термодинамические исследования, проводимые на установках фазовых равновесий, выполняются методами контактной и дифференциальной конденсации и включают в себя определение давления начала конденсации, давления максимальной конденсации, динамики пластовых потерь конденсата при снижении пластового давления и коэффициента извлечения конденсата из недр. Коэффициент извлечения конденсата из недр определяется в начале разработки месторождения по рекомбинированным пробам на установках фазовых равновесий разных конструкций, но единого принципа действия. Установки состоят: из термостатируемой камеры различных объемов, рассчитанной на разное рабочее давление; поршневого контейнера, позволяющего загружать в установку PVT газ из баллона; насоса для перекачивания диэтиленгликоля; измерительного пресса для загрузки конденсата в камеру; термостата и газового счетчика. Камера оборудована 178 смотровым окном и замера уровней жидкости, мешалкой и контрольно- измерительными приборами, позволяющими замерять давление и температуру. В камере перемещением поршня создаются различные величины давления. Моделирование разработки месторождения на режиме истощения выполняется путем дифференциальной конденсации пластовой смеси до конца разработки. В случае разработки, в первую очередь нефтяной залежи, коэффициент извлечения конденсата из недр определяется в процессе контактной конденсации пластового газа до величины давления, при котором начнется разработка газоконденсатной залежи. При дальнейшем снижении давления продолжают опыт методом дифференциальной конденсации. В случае одновременной разработки нефтяной и газоконденсатной залежей коэффициент извлечения конденсата из недр определяется, как и в случае разработки газоконденсатного пласта, методом дифференциальной конденсации. Коэффициент извлечения конденсата при содержании С5Н12+в менее 25 г/м3 определяют графически (рисунок 5.14) по соотношению компонентов пластового газа; при большем содержании - экспериментальным методом. Отобранные из сепаратора пробы газа и КГН рекомбинируют в установке фазовых равновесий в соответствии с КГФ в см3 на м3 газа сепарации. После вакуумирования (до остаточного давления 2 - 3 мм рт. ст.) камеру заполняют пробой газа и замеряют давление, температуру и положение поршня по шкале штока. Максимально возможный объем камеры заполняется газом до давления 30-50 % от величины пластового давления. Объем загруженного газа при стандартных условиях определяется по формуле: Vг  Рк  0,1013Vк  293 , 0,1013 z  TK (5.31) где Vг - объем загруженного в камеру газа, дм3; Рк - давление загрузки, МПа; Vк - объем камеры, занятый газом, дм3; z - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре загрузки; Tк - температура камеры, К. 179 Коэффициент извлечения конденсата из недр, % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 2 4 6 8 10 12 14 (С2+С3+С4)/С5+в Рисунок 5.14 - Зависимость коэффициента извлечения конденсата от отношения (С2+С3+С4)/С5Н12+в при разработке газоконденсатных залежей на истощение Объем загрузки КГН определяется по формуле: V Vг  КГФ , 1000 (5.32) Методом контактной конденсации определяют величину давления начала конденсации. В установке фазовых равновесий создается давление выше пластового на 3 - 5 МПа. Поэтапно снижая давление в ней, с выдержкой на каждом этапе 15 - 20 минут, наблюдают за уровнем раздела фаз. Появление в смотровом стекле камеры тумана или пленки жидкости указывает на достижение давления начала конденсации. Многократное повторение этого опыта позволяет определить давление начала конденсации с точностью до 0,1-0,2 МПа. Если жидкость не растворилась полностью, проводят новую загрузку с использованием пробы конденсата из другого контейнера (дубликата). В опыте по дифференциальной конденсации до давления максимальной конденсации пластовую смесь не перемешивают. Последующие этапы снижения давления выполняют небольшими ступенями (1,0-1,5 МПа), а затем этапы снижения давления 180 устанавливают из расчета получения пяти-шести замеров для составления кривой пластовых потерь конденсата. Темп выпуска газа при дифференциальной конденсации рекомендуется поддерживать на уровне 0,5-1 МПа/ч. По окончании каждого этапа снижения давления газоконденсатная смесь выдерживается в течение 15 - 20 минут, после чего проводится замер конденсата в камере. Количество конденсата (в см3/м3) определяется по формуле: qж  V , см3/м3 Vг (5.33) где V – объем углеводородов, перешедших в жидкую фазу, см3; Vг – объем газа, загруженного в камеру, м3. При атмосферном давлении и пластовой температуре замеряется объем выпавшего конденсата, затем конденсат сливается в ловушку и при 20 С замеряется его объем и плотность. Коэффициент извлечения конденсата КИК при стандартном давлении 0,1013 МПа определяют по формуле: КИК  Пгс  qж   ж , Пгс (5.34) где Пгс – начальное потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в в пластовом газе, в расчете на газ сепарации, г/м3;  ж - плотность жидкой фазы, накопившейся в установке высокого давления, г/см3. Для изучения пластовых потерь КГС выполняется специальная серия опытов по дифференциальной конденсации (до 5 - 6 загрузок). Делают несколько замеров выпавшего в камере КГН. Выпуск газа прекращается при заданном текущем пластовом давлении. Эти давления выбирают равномерно между значениями Рпл и 0,1013 МПа. После прекращения выпуска газа конденсат переводят в ловушку, определяют его объем и плотность. Пластовые потери конденсата в см3/м3 и г/м3 представляют в виде таблиц и графически (рисунок 5.15). 181 90 1 Количество конденсата, см3/м3 , г/м3 80 70 2 60 3 50 40 30 20 10 5 10 15 20 25 Пластовое давление, МПа 1 – КГН, см3/м3; 2 – КГС, см3/м3; 3 – КГС, г/м3 Рисунок 5.15 - Изотермы дифференциальной конденсации пластового газа При проведении текущих газоконденсатных исследованиях по мере необходимости выполняют опыты по растворимости конденсата методом контактной конденсации при текущем пластовом давлении в залежи (рисунок 5.16). 182 Рисунок 5.16 - Изотерма контактной конденсации пластового газа 183 Список использованных в главе 5 источников 5.1 Федеральный закон от 22.08.2004 г. № 122 «О недрах». 5.2 Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на учет и списания баланса (утверждено Приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 28.04.2001 г. № 378). 5.3 Методические рекомендации по заполнению формы государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансов запасов (утверждены Приказом МПР от 08.10.96 г. № ВБ-61/2594). 5.4 Инструкция по заполнению формы государственного статистического наблюдения за эксплуатацией газовых скважин № 2-ТЭК (газ) (утверждена постановлением Госкомстата РФ по согласованию с Минтопэнерго РФ от 29.05.96 г. № 244). 5.5 Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа. – М., 1990. 5.6 Корчажкин Ю.М. Концепция масштабных газоконденсатных исследований /Материалы НТС «Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ООО «Газпром». М., ИРЦ, 1992. 5.7 Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. Ухта, 1997. 5.8 МВИ 42-0614.09.06. «Методика выполнения измерений массовой доли нефти в нефтегазоконденсатных смесях». 5.9 Инструкция по определению газового фактора и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр. РД 391353-8. М., 1980. 5.10 Современные методы исследования нефтей (справочно-методическое пособие) / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. Л., «Недра», 1984. 184