Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые установки для их проведения

Лекция № 14 Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые установки для их проведения При исследовании газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе пласт — скважина — сепаратор — магистральный газопровод. В Советском Союзе создание и внедрение методов исследований газоконденсатных месторождений относится к 1952 г. Определение компонентного состава пластового газа — важная задача. От правильного определения состава пластового газа зависят: 1) балансовые запасы компонентов, входящих в его состав; 2) способы подготовки газа к транспорту и переработке; 3) технологическая схема сбора, внутри промыслового транспорта пластового газа и его транспортировка на ГПЗ; 4) технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ; 5) обоснование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии; 6) охрана труда людей и защита окружающей среды. Инструкция, разработанная сотрудниками института ВНИИГаз для определения состава пластового газа, предусматривает проведение промысловых газоконденсатных исследований на скважинах и лабораторных исследований проб паровой и жидкой фаз, отобранных в сепараторе. Она предусматривает определенные требования к скважинам, сепараторам, условиям отбора проб газа сепарации и сырого конденсата. К газоконденсатным скважинам предъявляются следующие требования: а) непрерывный, полный вынос пластового газа в поверхностный сепаратор; б) депрессия в пласте при минимально необходимом дебите для полного выноса жидкости с забоя газоконденсатной скважины в поверхностный сепаратор не должна превышать 10 % от пластового давления; в) в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ не должны отлагаться кристаллогидраты природных газов; г) пакеры и НКТ должны быть герметичны. К сепараторам, используемым в процессе определения состава пластового газа, предъявляются следующие требования: а) коэффициент сепарации паровой фазы от жидкой должен приближаться к единице; б) для точного измерения объема жидкости в сепараторе он должен иметь уровнемерное стекло; в) сепаратор должен устанавливаться вблизи скважины. Температура газа в сепараторе при отборе проб газа и жидкости сепарации не должна превышать + 6 ° С, пробы газа должны отбираться в стеклянные емкости при атмосферном давлении или в специальные пробоотборники. Выполнить все эти требования во многих случаях невозможно. Особые трудности при определении состава пластового газа возникают при исследовании пластов, характеризующихся малыми значениями коэффициента проницаемости. При газоконденсатных исследованиях скважин не удается получить дебитов, необходимых для непрерывного полного выноса жидкости с забоя скважин даже при очень больших депрессиях в пласте, Как определить состав пластового газа в таких месторождениях? С целью сокращения времени исследования газоконденсатных скважин, определения состава пластового газа в месторождениях с плохими фильтрационными свойствами, снижения трудоемкости и материальных затрат, связанных с определением состава пластового газа, предпринимаются настойчивые попытки разработки аналитических методов расчета, позволяющих при тех или иных допущениях определять состав пластового газа прямо у скважины, получая с помощью портативного хроматографа ХТ-8 состав газа сепарации, измеряя расход газа и углеводородного конденсата в сепараторе при двух значениях дебитов. Сотрудники института УкрНИИгаз разработали новую газовую схему для хроматографа ХТ-8. Она дает возможность осуществить обратную продувку, вводить пробы дозой и шприцем и использовать для работы две параллельные колонки. С ее помощью можно определять не только неуглеводородные компоненты в составе исследуемого газа, такие, как гелий, водород, кислород, азот и двуокись углерода, но и полный углеводородный состав, включая С5Н12-;высшие на одном приборе. Использование ХТ-8 в полевых условиях позволяет определять компонентный состав газов на устье скважин, УКПГ, ДКС, в определенных местах промысловых газосборных сетей, а также отрабатывать оптимальные условия отбора проб газа для исследования, в лабораторных условиях. Исследования газоконденсатных скважин можно классифицировать следующим образом. I. Первоначальные исследования разведочных и первых добывающих скважин. Особым условием этих работ должно быть проведение полного комплекса исследований на всех без исключения скважинах. Это дает возможность изучить характер изменения газоконденсатной характеристики залежи или месторождения по площади и разрезу. По составу смеси, отобранной из первой разведочной скважины, уже можно судить о наличии нефтяной оторочки. II. Текущие исследования для уточнения запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных при ежегодном планировании добычи углеводородного конденсата и обоснования оптимального режима сепарации применительно к текущему составу газоконденсатной смеси. III. Специальные исследования фазового состояния и углеводородного состава газоконденсатной смеси в каждом элементе системы пласт—скважина—шлейф— сепаратор—газопровод на различных этапах разработки залежи. Результатом исследований всех видов является комплекс данных, которые принято называть газоконденсатной характеристикой залежи, в которую входят: компонентный состав и фазовое состояние газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода залежи в разработку; изотерма конденсации смеси при пластовой температуре; содержание конденсата в добываемом газе и составы газа и конденсата за весь период снижения пластового давления от начального до остаточного; изотермы сепарации устьевого газа (при Тс = 258— 293 К и давлениях 2—10 МПа); физико-химические свойства и составы газа и конденсата, отобранных на устье скважины или из сепаратора; фазовое состояние, составы и свойства газа и конденсата в элементах системы скважина — шлейф—сепаратор—газопровод. Газоконденсатную характеристику используют для: 1) подсчета запасов конденсата и компонентов, составляющих газоконденсатную смесь; 2) технико-экономического обоснования способа разработки залежи (на истощение или с поддержанием давления) и направления использования конденсата; 3) проектирования системы разработки и обустройства промысла; 4) обоснования режима сепарации или режима работы установок по переработке добываемой газоконденсатной смеси; 5) контроля и наблюдения за разработкой и эксплуатацией залежи. Исследования на газоконденсатность проводят комплексно в промысловых и лабораторных условиях. При промысловых исследованиях определяют изотермы сепарации и отбирают пробы газа и конденсата (сосуществующие фазы) на устье скважины, из сепараторов или других элементов системы скважина — шлейф—сепаратор — газопровод. Пробы используют для определения состава и свойств газа и конденсата, состава газоконденсатной смеси до начала разработки залежи или добываемой смеси. Рекомбинированием проб, т. е. объединением газа и конденсата в соотношении, при котором они отобраны на промысле при температуре и давлении отбора, получают газоконденсатную смесь для проведения лабораторных работ. Промысловые исследования газоконденсатных месторождений одновременно развиваются в двух направлениях; первое состоит в исследовании всей продукции скважин — отбор промышленных количеств газа; второе — в исследовании только части потока, которая по фазовому и углеводородному составам идентична продукции во всем потоке,— отбор «представительных» проб. Промышленное количество газа исследуют при помощи промысловых стационарных сепараторов, передвижных блоков сепараторов, сепараторов передвижных установок. Представительные пробы отбирают: из неподвижного столба газа; фонтанной арматуры действующей скважины через пробоотборную трубку, установленную на оси потока; отборного устройства, установленного вертикально у устья скважины; горизонтального участка шлейфа; смесителя. - Из перечисленных методов наибольшее распространение получили исследования на промысловом оборудовании, отборы представительной пробы из фонтанной арматуры или при помощи смесителей с использованием малогабаритных установок, одновременный отбор промышленного количества газа и представительной пробы при помощи передвижной установки ЛПГ-1. Исследования при помощи промыслового оборудования (рисунок 7) впервые были проведены на месторождении Камбей (Индия) в 1964 г. Поток газоконденсата, выходящий из скважины 1, проходит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Далее через штуцер 3, шлейф и распределительную гребенку 4 газ поступает в сепараторы 5, 6, 7 первой и второй ступеней (р = 4 и 1,6 МПа) н затем через расходомер в газопровод. После каждого сепаратора установлены регуляторы давления «до себя» 10, поддерживающие в них заданные давления. Перед сепаратором первой ступени при исследовании был дополнительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровнемерным стеклом 14 (р = 21 МПа). Использована также передвижная измерительная установка 13 для замеров объемов воды, сырого конденсата, газа, выделяющегося из конденсата при изменении давления и температуры. Газ с установки 13 поступает для сжигания на факел. Выделенный в сепараторах и в измерительной установке конденсат поступает в измерительный сепаратор 8 (р = 0,6 МПа) и далее после редуцирования в замерную емкость 11, а выделенный из конденсата газ — через измерительную диафрагму для сжигания на факел 9. Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсатоотводящую трубу введена термопара регистрирующего термометра. Методика построения изотерм, изобар конденсации и части диаграмм фазовых превращений с помощью обычного промыслового оборудования состоит в следующем. И з о т е р м ы конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изотермических условий. При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации Qr и расход стабильного конденсата QK. Отношение Qк/Qr = qк — выход конденсата (в см 3/м3) при различных давлениях. И з о б а р ы к о н д е н с а ц и и . Для получения изобар конденсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен или больше минимально допустимого, изменяют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температурах сепарации. Определяют qK, как и в первом случае. При построении части диаграмм фазовых превращений в диапазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы. Исследования при одновременном отборе промышленных количеств газа и представительной пробы проводят при помощи установки ЛПГ-1 (рис. 8). При промышленном отборе газоконденсатная смесь из скважины через регулируемый штуцер поступает в циклонный сепаратор с манометром 8. Выделенная жидкость направляется в мерные емкости 4 и 6. Конденсатосборники снабжены замерными вентилями 5, при помощи которых измеряют дебит сырого конденсата. Отсепарированный газ через регулирующий штуцер 9 выпускают на факел или направляют в газопровод. В первом случае дебит газа измеряют ДИКТом 10, во втором — промысловыми расходомерами ДП-430. При промышленном отборе газа в пробоотборники поступают газ и конденсат после сепарации. Содержание конденсата в газе определяют при различных давлениях и температурах сепарации. Для построения изотерм и изобар конденсации требуются отбор представительной пробы и ее исследование. Для этих целей предназначена малая термостатирующая установка ЛГКМ-3, состоящая из сепаратора гравитационно-центробежного типа, термостатируемого с помощью двух электронагревателей (ЭТ-32). Газ из малого сепаратора проходит расширительную камеру, и по газовому счетчику PC-100 определяют его расход. Объем отсепарированной жидкости определяют замерными краниками, установленными непосредственно на сепараторе. Представительную пробу отбирают из смесителя. Сепаратор калибруют по большому циклонному сепаратору. При этом в сепараторе регулировочными вентилями создают такие же давление и температуру, как и в большем. Скорость отбора части потока из смесителя, при которой обеспечивается одинаковый удельный выход конденсата в обоих сепараторах, принимают за рабочую. В дальнейшем при этой скорости отбора части потока из смесителя термостатируют сепаратор при заданных температурах (0 — 10 — 20 0 C) и создают в двух сепараторах различные давления.