МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ

20. Параметры, характеризующие газоконденсатность

Пластовая смесь газоконденсатных месторождений состоит в общем случае из большого числа углеводородных соединений, каждое из которых имеет свою физико-химическую характеристику. В смесь входят в разных соотношениях соединения (в пласте первоначально все они находятся в растворенном газовом состоянии):

газообразные углеводороды

метан - СН₄

этан - С₂Н₆

сжиженные газы

пропан - С₃Н₈

бутан - С₄Н₁₀

жидкие тяжелые углеводороды

пентан - С₅Н₁₂

гексан - С₆Н₁₄

гептан - C₇H₁₆

октан - C₈H₁₈

нонан - С₉Н₂₀

декан - С₁₀Н₂₂

_.......

и далее до - C₁₇H₃₆

В начальных пластовых условиях такая газоконденсатная смесь, как правило, находится в термодинамическом равновесии. После начала разработки месторождения при снижении пластового давления термодинамическое равновесие нарушается и начинают происходить фазовые превращения - выпадение отдельных углеводородов из растворенного газового состояния в жидкую фазу, т.е. конденсация тяжелых углеводородов. Эта конденсация и выпадение в пласте углеводородов приводят к значительному изменению состава добываемой на поверхность пластовой углеводородной смеси. Поэтому на таких месторождениях проводят специальные достаточно сложные и трудоемкие газоконденсатные исследования скважин.

В Западной Сибири такие месторождения приурочены к нижнемеловым отложениям, залегающим на глубинах 2500 - 3500 метров. Характерным месторождением данного типа является Уренгойское газоконденсатное месторождение, в котором открыто 22 продуктивных газоконденсатных горизонта.

Газоконденсатные исследования имеют следующую классификацию:

ПЕРВИЧНЫЕ исследования разведочных и первых эксплуатационных скважин. Проводится полный комплекс для изучения газоконденсатной характеристики (запасы, свойства, состав по площади и разрезу). По составу углеводородной смеси можно уже судить о наличии или отсутствии нефтяной оторочки.

ТЕКУЩИЕ исследования проводятся для уточнения запасов и потерь конденсата в процессе разработки месторождения, для обоснования объемов добычи конденсата.

СПЕЦИАЛЬНЫЕ исследования фазового и углеводородного состава газоконденсатной смеси в каждом элементе системы: скважина -шлейф - УКПГ - газопровод. Такие исследования проводятся на различных этапах разработки газоконденсатного месторождения.

Газоконденсатную характеристику выражают следующие параметры:

- потенциальное содержание конденсата q_п.к. - количество конденсата в см³ или граммах в 1 кубометре газа (пластового, устьевого, сепарированного (осушенного)), г/м³; см /м³;

- изотермы конденсации - изолинии количества выпавшего конденсата из газа при постоянной температуре и различных давлениях (рис.10);

Рис. 10. Изотермы конденсации пластового газа

- изобары конденсации - изолинии количества выпавшего конденсата при постоянном давлении и различных температурах (рис. 11);

Рис. 11. Изобары конденсации пластового газа

- давление максимальной конденсации – давление, при котором происходит максимальное выпадение конденсата при одной и той же температуре сепарации (рис. 12);

Рис. 12. Давление максимальной конденсации на изотермах конденсации

- давление начала конденсации - давление при котором происходит выпадение первых капель жидкой фазы. Определяется по графику пластовых потерь конденсата (рис. 13).

Рис. 13.Пластовые потери конденсата 1 - сырой конденсат; 2 - стабильный конденсат.

Исследования на газоконденсатность проводят комплексно: в промысловых и лабораторных условиях:

- промысловые проводятся на устье скважины, в различных точках
движения газоконденсатной смеси с отбором проб газа, конденсата;

- лабораторные проводятся на специальных установках УГК-3,
УФР-2 с рекомбинацией проб, отобранных в промысловых условиях.

Потенциальное содержание конденсата q_пк необходимо для подсчета запасов конденсата, для обоснования объемов его добычи. По изотермам конденсации назначается оптимальный режим работы сепарационного оборудования. Оборудование должно работать при давлении максимальной конденсации и максимально отрицательной температуре сепарации. По величине давления начала конденсации Р_н.к. можно судить о типе и фазовом состоянии газоконденсатной залежи. Построение изобар конденсации позволяет сократить объем обязательных промысловых исследований, т.к. изобары имеют линейную зависимость выпадения конденсата от температуры сепарации. Перечисленные параметры в течение всего срока разработки газоконденсатной залежи могут существенно изменяться, что диктует необходимость периодичности газоконденсатных исследований.

21. Методы промысловых исследований на газоконденсатность

Исследование месторождений проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов конденсата, проектирование разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата. Наибольшее распространение получила методика ВНИИГаза, которая предполагает разделение на жидкую и газовую фазы в промышленных сепараторах всего потока пластовой смеси после одно-двухдневной продувки скважины. Продувка позволяет стабилизировать вынос всей продукции с забоя скважины и получить качественные результаты.

Другие методики предполагают возможность неравномерного распределения жидкой и газовой фаз по сечению фонтанных труб скважины, в результате чего возникает проблема отбора представительной пробы для исследования газоконденсатности. Применение промышленных сепараторов для исследования на скважинах затруднено из-за большой металлоемкости оборудования. Сегодня начинают внедряться в практику малые термостатируемые установки, которые исследуют представительную пробу пластового газа, отбираемую с помощью различных смесителей, капиллярных трубок и других устройств.

Какие бы не применялись оборудование и методики, существуют единые требования к скважинам, на которых проводятся газоконденсатные исследования. Промысловые исследования проводятся, как правило, на одной из высокодебитных скважин. При наличии нефтяной оторочки для исследования на газоконденсатность выбирают три скважины, расположенные в своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке. Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата.

Скважину необходимо эксплуатировать с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. Скорость газового потока у башмака фонтанных труб должна быть не меньше 4 м/с. Депрессия на пласт не должна превышать 15-20% пластового давления, иначе выпадение конденсата в призабойной зоне пласта работающей скважины исказит реальную газоконденсатную характеристику.

Принципиальная схема обвязки скважины и исследовательской аппаратуры показана на рис 14. Продукция скважины направляется по трубам 1 через штуцер 2 в сепаратор 3, где от газа отделяется конденсат. Газ из сепаратора поступает на замерное устройство 4 (ДИКТ и др.) и далее в газопровод или на факел. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, соединенной сливным краном 7 с сепаратором, либо в самом сепараторе. При конденсатных факторах более 300 см³/м³ замеры проводят, как правило, в открытых резервуарах. Для измерения выхода сырого конденсата в сепараторе используют вентили 6.

Рис. 14. Принципиальная схема обвязки скважины

1 - соединительная труба; 2 - штуцер; 3 - сепаратор; 4 - замерное устройство; 5 - термокарман; 6 - замерные вентили; 7 - сливной кран; 8 - факельная линия.

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒