способ определения давления начала конденсации пластового газа

Формула изобретения

Способ определения давления начала конденсации пластового газа, включающий измерение дебитов пластового газа, конденсата и воды, отбор проб при проведении гидродинамических исследований и установление компонентного состава пластового газа, отличающийся тем, что при проведении гидродинамических исследований дополнительно измеряют давление и температуру в стволе подъемника в заданных интервалах измерения, а также давление и температуру на устье и забое скважины, определяют по измеренным значениям давлений и температур средние значения давлений и температур в каждом интервале измерений, и по измеренным составу пластового газа, дебитам газа, конденсата и воды и средним значениям давлений и температур в каждом интервале измерений определяют плотности газоконденсатной смеси и пластового газа в каждом интервале измерений, строят график изменения плотностей пластового газа и газоконденсатной смеси в зависимости от средних значений давлений в каждом интервале измерений, а давление начала конденсации пластового газа определяют по точке пересечения кривых графика.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений и может быть использовано для установления давления начала конденсации пластового газа.

Известен способ определения давления начала конденсации пластового газа P_нк по эмпирической формуле [Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. - М.: Недра.- 1990. - С. 189]

P_нк= -2,146710^-6H² +2,168710^-2H-19,39,

где H - абсолютная отметка вскрытого продуктивного горизонта.

Определение P_нк по вышеприведенной формуле является частным случаем. Формула получена для Карачаганакского газоконденсатного месторождения и не может быть использована для оценки P_нк других месторождений, отличающихся как составом пластового газа, так и термобарическими условиями залегания продуктивного горизонта.

Известен способ определения давления начала конденсации пластового газа по давлению на газоконденсатном контакте в залежи, где давление P_нк паровой фазы соответствует давлению на границе раздела газ-конденсат. Для этого определяют пластовые давления по разрезу залежи и строят график изменения его от глубины. В точке пересечения прямых, соответствующих интервалам газонасыщенной и конденсатонасыщенной частям залежи, определяют положение границы раздела газ-конденсат и устанавливают давление начала конденсации [Перепеличенко В. Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. - М. Недра. - 1990 г. - С.18,39]; [Семенякин В.С., Семеняк М.В., Семенякин П.В. Особенности формирования аномально высоких пластовых давлений // Газовая промышленность. - 1997. - N 12. - С. 50-52].

Недостатком известного способа является то, что он не может быть применим во всех случаях для определения P_нк, например, при отсутствии конденсата в виде жидкой фазы в газоконденсатной залежи, находящейся на ранней стадии разработки, когда отсутствует граница раздела газ-конденсат. Кроме того, способ требует данных о распределении давлений и температур по высоте этажа газоконденсатной залежи, что снижает оперативность его использования.

Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является способ определения давления начала конденсации пластового газа в сосуде PVT [Гриценко А. И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука. - 1995. - С.378].

Способ включает отбор проб газа и конденсата на сепарационной установке при различных установившихся дебитах газа и конденсата на скважине при проведении исследований на стационарных режимах фильтрации пластового газа, установление компонентного состава газа, загрузку сосуда PVT, повышение и снижение давления в сосуде и определение давления начала конденсации по появлению жидкой фазы в сосуде. Для повышения точности определения давления начала конденсации опыты проводят многократно, добиваясь совпадения замеренных давлений.

Основным недостатком известного способа является необходимость рекомбинирования состава пластового газа из газа сепарации и нестабильного конденсата, что вносит погрешность в оценку величины давления начала конденсации. Кроме того, по мере разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения пластовой энергии на забое скважины происходит образование ретроградного конденсата. В этих условиях из-за изменения компонентного состава пластового газа, отбираемого на сепарационной установке, определить истинное значение давления начала конденсации в сосуде PVT невозможно.

Целью изобретения является повышение точности определения давления начала конденсации пластового газа при эксплуатации скважин и эффективности разработки газоконденсатных залежей на режиме истощения пластовой энергии.

Для этого проводят исследования скважин при стационарных режимах фильтрации пластового газа методом установившихся отборов, измеряют дебиты газа, конденсата и воды, отбирают пробы пластового газа и определяют компонентный состав газа. Глубинным манометром измеряют давления в стволе подъемника скважины в заданных интервалах, а также давления и температуры на устье и забое скважины. В каждом интервале по измеренным значениям дебитов газа, конденсата и воды и средним давлениям в интервалах рассчитывают плотности газоконденсатной смеси и пластового газа, строят график изменения плотности газа и газоконденсатной смеси в зависимости от средних значений давлений и температур в секциях подъемника, а затем по точке пересечения кривых изменения значений плотности пластового газа и газоконденсатной смеси определяют величину давления начала конденсации. При наличии двух точек пересечения кривых плотностей пластового газа и газоконденсатной смеси давление начала конденсации устанавливают по большему значению давления. Графическая зависимость плотностей пластового газа и газоконденсатной смеси от средних давлений в каждом интервале измерения давлений глубинным манометром показана на фиг. 1.

Точка пересечения кривых изменения плотностей пластового газа и газоконденсатной смеси на фиг.1 (A и A", B и B") является критической точкой на диаграмме фазового состояния пластовой смеси газа. В критической точке происходит переход газа в жидкое состояние и обратно, при котором устанавливается равенство плотностей пластового газа и газоконденсатной смеси в рабочих условиях подъемника, т. е при давлении начала конденсации. Для определения плотности газоконденсатной смеси вначале определяют ее дебит Q_см по средним значениям давлений и температур в заданных интервалах, начиная от зоны перфорации, например, через каждые 500 м вверх по подъемнику до устья скважины. Зная массовый дебит газоконденсатной смеси скважины G_см, полученный на каждом режиме исследования, определяют плотности газоконденсатной смеси _см в середине каждого интервала измерения давлений по формуле _см =G_см/Q_см, где _см - плотность газоконденсатной смеси, кг/м³; G_см - массовый дебит газоконденсатной смеси, кг/с; Q - дебит газоконденсатной смеси, м³/с.

Соответственно, для тех же рабочих давлений в середине каждого интервала определяют плотности пластового газа по компонентному составу по формуле



где _ги _го- плотности пластового газа в рабочих и нормальных условиях, кг/м³;

P_cpi и T_cpi - соответственно среднее давление, МПа, и температура, K, в i-м интервале измеренных давлений и температур в скважине;

P₀ и T₀ - давление и температура при нормальных условиях;

Z_i - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый по приведенным параметрам P_пр и T_пр, рассчитанным по средним значениям P_cpi и T_cpi; и их критическим значениям P_к и T_к [Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин, М.: Недра. - 1995. - с. 44-56].

При поступлении пластового газа в скважину, в нижней части которой появился в дисперсном состоянии конденсат, происходит изменение фазового равновесия пластового газа. Из пластового газа в жидкую фазу переходят тяжелые компоненты, а из нее более легкие компоненты в газовую фазу. Давление начала конденсации для этого состава пластового газа определяют таким же образом, как и при отсутствии конденсата в нижней части ствола скважины.

Пример. На начальной стадии разработки Астраханского месторождения на режиме истощения при исследовании скважины 103 методом установившихся отборов на сепарационной установке были отобраны пробы пластового газа. В лабораторных условиях определили компонентный состав газа по отобранным пробам. При сепарационном притоке пластового газа в скважину были измерены дебиты газа и конденсата, давления в заданных интервалах по стволу подъемника через каждые 500 м, а также давления и температуры на устье и забое скважины. По замеренным давлениям и температурам были определены средние давления и температуры в каждой секции работающего подъемника. По составу пластового газа, дебитам газа и конденсата и средним значениям давлений и температур в секциях подъемника были определены плотности смеси газа и конденсата r_см и плотности пластового газа r_г. Данные по r_г и r_см для каждой секции подъемника, начиная со второй секции и кончая четвертой, приведены в таблице.

По расчетным значениям p_г и p_см построен график (фиг. 1), на котором приведены кривые A и A", показывающие изменения плотности пластового газа, и кривые B и B" - изменения плотности смеси газа и конденсата для различных средних давлений в секциях подъемника, которые построены по данным исследований одной и той же скважины соответственно в 1989 и в 1997 гг.

В точке пересечения кривых A и B давление начала конденсации = 40 МПа, а A" и B" - = 42 МПа. Таким образом, за время работы скважины с 1989 по 1997 гг. произошло изменение величины давления начала конденсации, что можно объяснить появлением ретроградного конденсата в нижней секции подъемника, повлиявшего на фазовое равновесие смеси пластового газа, изменив его начальный состав. При этом величина давления начала конденсации нового состава пластового газа повысилась. Не принятие во внимание данного явления приводит к тому, что на скважинах продолжают отбор пластового газа при давлениях на забое ниже расчетного давления начала конденсации, равного 42 МПа.

По этой причине происходит выделение ретроградного конденсата из пластового газа не только на забое скважины, но и в призабойной зоне пласта, приводя к потерям конденсата при разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения.

При построении графика для определения давления начала конденсации пластового газа возможны случаи пересечения кривых плотности пластового газа и плотности смеси газа и конденсата в двух точках (фиг. 1. A" и B").

Достоверной точкой, по которой определяется давление начала конденсации, является точка, соответствующая максимальному давлению, при котором образуется жидкая фаза конденсата. Другая точка пересечения является ложной, поскольку она уже находится в области течения смеси газа и конденсата в подъемнике.

Продолжения кривых плотности газа в зависимости от давления в сторону меньших значений давлений и плотности смеси газа и конденсата в сторону больших значений не являются истинными и необходимы только при построении графика, для нахождения точки пересечения, соответствующей давлению начала конденсации. Истинное распределение плотностей газа и смеси газа и конденсата в стволе подъемника выделены жирной линией.

Предлагаемый способ позволяет по найденному значению давления начала конденсации регулировать режим работы скважины во времени с учетом его изменения при разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения пластовой энергии таким образом, чтобы избежать потерь конденсата в пласте.