способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения

Формула изобретения

Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для залежей с высоким содержанием конденсата, включающий отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы pVT и исследовательской аппаратуры, исследование фракционного состава конденсата пластового газа и прогнозирование изменения фракционного состава конденсата с помощью аналитических зависимостей, отличающийся тем, что проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле:

где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа;

- начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м ³;

- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;

- содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа, г/м³;

- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;

- пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м³ ,

после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле:

,

где - относительный отбор газа при снижении давления от начального до 0,101 МПа,

затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-ой фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-ой фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле:

где - содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа при начальных условиях, г/м³;

- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;

- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;

- содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа в конце m-го этапа, г/м³;

- пластовые потери i-й фракции в конце m-го этапа,

при этом содержание конденсата для насыщенной газоконденсатной залежи определяют по формуле:

и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, и может быть использовано при прогнозировании изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки.

Известен способ прогнозирования изменения фракционного состава и свойств конденсата в процессе разработки месторождения [1].

По известному способу прогнозирования изменения фракционного состава конденсата в процессе разработки газоконденсатного месторождения производят отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора, исследуют фракционный состав конденсата пластового газа и прогнозируют изменение фракционного состава конденсата с помощью графических зависимостей на основании данных о пластовых потерях конденсата и фракционного состава конденсата для начальных условий. С помощью графических зависимостей можно прогнозировать изменение фракционного состава конденсата на различных этапах разработки газоконденсатного месторождения.

Недостатком известного способа прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, взятого нами в качестве прототипа, является недостаточная точность прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения.

Задачей разработанного способа является повышение точности прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатной залежи с высоким содержанием конденсата на режиме истощения.

Поставленная задача в способе прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для залежей с высоким содержанием конденсата, включающем отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы pVT и исследовательского сепаратора, исследование фракционного состава конденсата пластового газа и прогнозирование изменения фракционного состава конденсата с помощью графических зависимостей, решается тем, что проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле

где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа; - начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м ³; - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации; - содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа, г/м³; - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного; - пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м³ ;

после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле

где - относительный отбор газа при снижении давления от начального до 0,101 МПа, затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе, учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле:

где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа; -содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа при начальных условиях, г/м³; - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации; - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного; - содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа в конце m-го этапа, г/м³; - пластовые потери i-й фракции в конце m-го этапа, при этом содержание конденсата для насыщенной газоконденсатной залежи определяют по формуле

и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения является следующее:

- проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT;

- прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле (1); для насыщенной - по формуле (2);

- определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата:

- определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий и в составе выпавшего в пласте конденсата на разных этапах разработки путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата;

- определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле (3), для насыщенной - по формуле (4); уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.

Заявителю представляется, что существенные отличительные признаки, изложенные в отличительной части формулы изобретения, являются новыми, так как ни из практики способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки, ни из информационных и патентных источников не были нам ранее известны.

Изобретательский уровень заявляемого изобретения, по мнению заявителя, не вызывает сомнения, так как существенные отличительные признаки изобретения в совокупности с известными позволяют решить задачу, поставленную изобретением, и являются неочевидными для специалистов в данной области знаний.

Заявленное техническое решение апробировано при исследовании скв. 19 Печорогородского газоконденсатного месторождения. Поэтому мы считаем, что заявленный способ соответствует критерию "промышленная применимость".

Способ прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки был осуществлен с помощью экспериментальных исследований на бомбе установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле (1), после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле (2), затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе, учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле (3).

Формула (3) выведена из условия, что весь сухой газ находится в газовой фазе, но часть его растворится в выпавшем сыром конденсате. Для учета этого явления уточняем полученные значения с помощью поправочных коэффициентов, определяемых на основании экспериментальных исследований путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате. Результаты определения их приведены в табл. 1.

Содержание фракции конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле (4) и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.

Массовый фракционный состав конденсата определяют по следующим фракциям: нк-100°С (соответствует углеводородам С₅-С₇), 100-125°С (соответствует углеводородам С₈), 125-150°С (соответствует углеводородам С₉), 150-177°С (соответствует углеводородам С ₁₀), 177-200°С (соответствует углеводородам С ₁₁), 200°С - кк (соответствует углеводородам C_12+в).

Способ прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки рассмотрим на примере результатов исследований скв. 19 Печорогородского месторождения, где р_пл - пластовое давление равно 36,54 МПа; р_нк - пластовое давление начала конденсации, равное 34,2 МПа; - начальное содержание конденсата в пластовом газе, равное 397 г/м³; - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации, равный 0,036; - относительный объем сухого газа, растворенного в выпавшем сыром конденсате при давлении 0,101 МПа, равный 0,004.

Вначале проводим прогнозирование содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей по формуле (1) и (2) и с помощью поправочных коэффициентов, определяемых на основании экспериментальных исследований путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате. Результаты исследований и расчетов приведены в табл. 1 и на фиг.1-3. После решения задачи прогноза газоконденсатной характеристики переходим к решению задачи прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа и конденсата, выпадающего в пласте. В процессе лабораторных исследований определяют массовый фракционный состав дегазированного конденсата, отобранного из сепаратора и бомбы установки pVT путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT. Результаты исследований приведены в табл. 3. Сначала рассчитывают содержание фракций в дегазированных конденсатах.

Определяют содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата по формуле

где q_кпг - содержание конденсата в пластовом газе, г/м³; - содержание i-й фракции в составе дегазированного конденсата, соответственно мас.%.

Результаты расчетов приведены в табл. 3.

Определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий по формуле

где - содержание i-й фракции пластового конденсата в составе газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, соответственно г/м³, которые определяют по формулам

где - содержание i-й фракции пластового конденсата в составе газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, соответственно мас.%.

Результаты расчетов приведены в табл. 5.

Содержание фракции конденсата в составе всего конденсата определяют путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата. Но, учитывая, что обычно не проводится исследование состава газов с определением индивидуальных компонентов до С _9+в и C_12+B, в этом случае конденсат, содержащийся в газах, необходимо относить к фракции нк-100°С. Тогда содержание фракции нк-100°С в составе конденсата пластового газа будет определяться по формуле

Рассчитывают содержание фракций в составе пластового конденсата для начальных условий и в составе ретроградного конденсата (выпавшего в пласте). В табл. 2, 3 приведены исходные данные для расчета. В табл. 3 приведены также результаты расчетов содержания каждой фракции в составе конденсата пластового газа и ретроградного конденсата. Пластовые потери каждой фракции приведены на фиг.4, 5. Для каждой фракции выведены уравнения пластовых потерь, которые соответствуют следующим зависимостям:

По этим уравнениям рассчитывают пластовые потери каждой фракции к концу каждого этапа разработки. Данные расчетов приведены в табл. 4.

Затем на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи.

Фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.

Результаты прогнозных значений содержания фракций конденсата в пластовом газе при разработке залежи на режиме истощения приведены в табл. 5 и на фиг.6, массовый фракционный состав конденсата пластового газа представлен в табл. 6.

Заявленное техническое решение в сравнении с прототипом позволяет с удовлетворительной для практики точностью прогнозировать изменение фракционного состава конденсата, выпадающего в пласте и добываемого в составе пластового газа.

Источник информации принятый во внимание при экспертизе заявки:

1. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. - М.: Недра. - С.54-55 (Прототип).