способ прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений

Формула изобретения

Способ прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, включающий создание в камере pVT рекомбинированной пробы газа начального состава при пластовых условиях, ступенчатое моделирование процесса разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем дифференциальной конденсации выпуском газа из измерительной камеры, определение объема пластового газа и конденсата, отбор проб для анализа с последующим расчетом коэффициента сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени разработки и прогнозом изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа с помощью аналитической зависимости, отличающийся тем, что в качестве измерительной камеры используют камеру pVT, на каждой ступени дифференциальной конденсации после создания начальных термобарических условий пласта определяют объем загруженного пластового газа, объем пластового газа, отобранного из камеры pVT, и объем пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата, а объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом, при этом коэффициент сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени дифференциальной конденсации определяют по формуле

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

V_пг - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом, л;

Т₀ - стандартная температура, К;

Р₀ - стандартное давление, 0,1013 МПа;

- условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л,

Т_пл - пластовая температура, К.

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 коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений.

Известен способ прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата, включающий составление пробы пластового газа начального состава, и при дифференциальной конденсации на определенных ступенях снижения давления газоконденсатная смесь через термостатируемые капилляры подавалась в измерительную камеру, роль которой выполнял пикнометр высокого давления. После прокачки 20-30 объемов смеси при данном давлении и температуре измерительная камера отсекалась и взвешивалась на аналитических весах. При выпуске смеси из измерительной камеры велись замеры «сухого» газа, стабильного конденсата и отбирались пробы для химанализов [1]. Описанные опыты позволили определить коэффициент сверхсжимаемости пластового газа и построить прогнозную зависимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в зависимости от пластового давления.

Недостатком известного технического решения, взятого нами в качестве прототипа является то, что из-за малого объема измерительной камеры (пикнометра) снижается точность получения прогнозной зависимости изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в зависимости от пластового давления.

Задачей изобретения в способе прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений является повышение точности в получении исходных данных для построения прогнозной зависимости коэффициента сверхсжимаемости пластового газа от пластового давления.

Поставленная задача в способе прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, включающем создание в камере pVT рекомбинированной пробы газа начального состава при пластовых условиях, ступенчатое моделирование процесса разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем дифференциальной конденсации выпуском газа из измерительной камеры, определение объема пластового газа и конденсата, отбор проб для анализа с последующим расчетом коэффициента сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени разработки и прогнозом изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа с помощью аналитической зависимости, решается тем, что в качестве измерительной камеры используют камеру pVT, на каждой ступени дифференциальной конденсации после создания начальных термобарических условий пласта определяют объем загруженного пластового газа, объем пластового газа, отобранного из камеры pVT, и объем пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата, а объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом, при этом коэффициент сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени дифференциальной конденсации определяют по формуле:

где р_пл - пластовое давление, МПа;

V_пг - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом, л;

Т_о - стандартная температура, К;

р_o - стандартное давление, 0,1013 МПа;

- условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются следующие:

- в качестве измерительной камеры используют камеру pVT;

- на каждой ступени дифференциальной конденсации после создания начальных термобарических условий пласта определяют объем загруженного пластового газа;

- на каждой ступени дифференциальной конденсации после создания начальных термобарических условий пласта определяют объем пластового газа, отобранного из камеры pVT, и объем пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата;

- а объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом, при этом коэффициент сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени дифференциальной конденсации определяют по формуле:

где р_пл - пластовое давление, МПа;

V_пг - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом, л;

Т_o - стандартная температура, К;

р_o - стандартное давление, 0,1013 МПа;

- условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л.

Заявителю представляется, что существенные отличительные признаки, изложенные в отличительной части формулы изобретения, являются новыми, так как ни из практики способа прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, 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 решать задачи, поставленные изобретением, и являются неочевидными для специалистов в данной области знаний.

Заявленное техническое решение апробировано при исследовании скв. 305 Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения. Получен положительный результат. В связи с этим мы считаем, что заявленный способ соответствует критерию «Промышленная применимость».

Способ прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения осуществляют в следующей последовательности:

- Создают в камере pVT рекомбинированную пробу газа начального состава при пластовых условиях;

- Производят ступенчатое моделирование процесса разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем дифференциальной конденсации выпуском газа из камеры pVT;

- Определяют объем пластового газа и конденсата;

- Осуществляют отбор проб для анализа с последующим расчетом коэффициента сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени (стадии) разработки;

- Осуществляют прогнозирование изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа с помощью аналитической зависимости;

- В качестве измерительной камеры используют камеру pVT;

- На каждой ступени дифференциальной конденсации после создания термобарических условий пласта определяют объем загруженного пластового газа;

- На каждой ступени дифференциальной конденсации после создания термобарических условий пласта определяют объем пластового газа, отобранного из камеры pVT, и объем пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата;

- А объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом;

- При этом коэффициент сверхсжимаемости пластового газа на каждой ступени дифференциальной конденсации определяют по формуле:

где р_пл - пластовое давление, МПа;

V_пг - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом, л;

Т_o - стандартная температура, К;

р_o - стандартное давление, 0,1013 МПа;

- условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л.

Пример

- После создания начальных термобарических условий пласта фиксируют объем камеры pVT, занимаемой пластовым газом. В качестве измерительной камеры используют камеру pVT.

- Осуществляют выпуск пластового газа из камеры pVT до давления намеченной ступени. Скорость выпуска устанавливают такой, чтобы обеспечить темп снижения давления 0,5-1,0 МПа/ч. На линии выпуска пластового газа при температуре минус 20°С устанавливают предварительно взвешенную стеклянную ловушку. Объем газа сепарации измеряют при помощи газового счетчика и стеклянного газометра.

- При достижении намеченной ступени давления выпуск пластового газа прекращают. Ловушку нагревают до 35°С. Выделившийся при этом газ собирают в стеклянный газометр. Путем взвешивания определяют массу конденсата, выпавшего в ловушке m_д.дгк. Определяют общее количество выпущенного газа сепарации Q_д.гс и отбирают его пробу.

- Выпавший в камере pVT сырой ретроградный конденсат V_срк приводят в равновесие с газовой фазой путем перемешивания. Оставляют камеру pVT в покое на «стекание» до тех пор, пока уровень конденсата перестанет увеличиваться. Измеряют объем сырого ретроградного конденсата Q _срк.

- Выпускают конденсат в стеклянную ловушку, погруженную в охлажденную до минус 20°С смесь, поддерживая давление в измерительной камере на 0,1-0,2 МПа выше давления на текущей ступени. Выделившийся газ дегазации собирают в стеклянный газометр. После выпуска всего конденсата ловушку нагревают до 35°С. Дополнительно выделившийся газ также собирают в стеклянный газометр. После чего ловушку охлаждают до 20°С и путем взвешивания определяют массу ретроградного дегазированного конденсата m _р.дгк. Определяют суммарный объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата а_срк и отбирают пробу.

- Освобождают камеру pVT от оставшейся части пластового газа и производят новую загрузку. После чего цикл повторяют для следующей ступени снижения давления.

Объем пластового газа, оставшегося в камере pVT на каждой ступени, определяют методом балансовых расчетов, который составляется на основе постоянства суммы добытых и оставшихся углеводородов в залежи.

Для пластового газа составляют объемный баланс (по объему, занимаемому при стандартных условиях: р_o=0,1013 МПа, t_o=293,15°C).

Объемный баланс по пластовому газу к концу m-го этапа разработки имеет вид:

где - объем пластового газа к концу m-го этапа разработки (условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT), л;

- объем жидкой фазы к концу m-го этапа, л;

- объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, л;

- объем добытого пластового газа к концу m-го этапа разработки, л.

В заявленном способе для условий экспериментов на установке pVT остаточные запасы пластового газа в пласте в газовой фазе отождествляют с объемом пластового газа в камере pVT на текущей ступени , остаточные запасы пластового газа в пласте в жидкой фазе - с объемом сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущей ступени , начальные запасы пластового газа - с объемом пластового газа, загруженного в камеру pVT , добытый (извлеченный из пласта) пластовый газ - с объемом выпущенного из камеры pVT пластового газа на текущей ступени .

В заявленном нами способе при исследовании на установке pVT, используя данные загрузки газа сепарации и сырого конденсата, пересчитывают на стандартные условия объем загруженного в камеру pVT пластового газа двумя способами.

Объем пластового газа, условно приведенный к стандартным условиям, находят по мольной доле газа сепарации в пластовом газе.

Мольную долю газа сепарации в пластовом газе рассчитывают по формуле:

где - мольная доля газа сепарации в пластовом газе;

n_гс - число молей газа сепарации;

n_пг - число молей пластового газа.

Объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, рассчитывают по формуле:

где - объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, л;

Q_гс.з - объем газа сепарации, загруженного в камеру pVT, л.

Объем пластового газа в составе сырого конденсата определяется по результатам разгазирования проб сырого конденсата.

Объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле:

где О_гдг.з - объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, л;

а - объем газа дегазации, выделившегося из сырого конденсата, л;

V_к - объем контейнера, м;

V_ск.3 - объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT, м³.

Объем газа, получаемого после перевода дегазированного конденсата в газовую фазу и загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, Q_дгк.3 рассчитывают по формуле:

где М_дгк - молекулярная масса дегазированного конденсата;

V_к - объем контейнера, м;

V_ск.3 - объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT, м ³;

в - масса дегазированного конденсата, выделившегося из сырого конденсата, г.

Объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, рассчитывают по формуле:

где Q_гс.з - объем загруженного газа сепарации, л;

Q_гдг.з - объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, л;

Q_дгк.з - объем газа, получаемого после перевода дегазированного конденсата в газовую фазу и загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, л.

Для начальных условий коэффициент сверхсжимаемости Z_н определяют по формуле:

где - начальное пластовое давление, МПа;

- объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом при начальных условиях, л;

Т_о - стандартная температура, К;

- объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, л;

р_о - стандартное давление 0,1013 МПа.

В заявленном нами способе проводят не менее пяти экспериментальных измерений коэффициента сверхсжимаемости для начальных условий, причем стандартное отклонение, рассчитанное по этой серии для единичного измерения, не должно быть больше 0,001. При превышении этого параметра следует устранить причины, приводящие к большому разбросу данных.

Расчет значения коэффициента сверхсжимаемости для текущих условий проводят в следующей последовательности.

Рассчитывают объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе для текущих условий :

Рассчитывают объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе при текущих условиях :

где - объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата, л;

- объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе.

Рассчитывают объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени:

где ^_ объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT, л;

- объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе, л.

Пересчет объема газа сепарации, выпущенного из камеры pVT, на стандартные условия проводят по формуле:

где р_атм - атмосферное давление, мм рт. ст.;

- объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT при рабочих условиях, л;

Т_о - стандартная температура, К;

р_о - стандартное давление 0,1013 МПа;

Т_атм - атмосферная температура, К.

Рассчитывают объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе:

где - масса добытого дегазированного конденсата, г;

- молекулярная масса добытого дегазированного конденсата;

24,04 - объем одного моля газа при 20°С и 760 мм рт.ст.

Условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, остававшегося в камере pVT, определяют по формуле:

где - условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л;

- объем пластового газа в камере pVT, л;

- объем выпущенного из камеры pVT пластового газа на текущей ступени, л;

- объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущей ступени, л.

После чего рассчитывают коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для текущих условий Z _m:

где р_пл - текущее пластовое давление в камере pVT, МПа;

- объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом в газовой фазе, л;

Т_о - стандартная температура, К;

- условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа, оставшегося в камере pVT, л;

Т_пл - пластовая температура, К;

р_о - стандартное давление 0,1013 МПа.

Объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом в газовой фазе, л, определяется по формуле:

где - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом при начальных условиях, л;

- объем выпавшего в камере pVT сырого ретроградного конденсата, л.

При этом расчеты проводят для каждого опыта и на основании этих данных строят зависимость Z=f(р_пл).

Построение прогнозной зависимости изменений коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки рассмотрено на примере скв. 305 Северо-Васюганского месторождения.

Исходные данные для расчета состава пластового газа и его результаты приведены в таблицах 1-4.

Результаты опытов дифференциальной конденсации приведены в табл.5.

Рассчитывают объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, на первой ступени.

1. Рассчитывают объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, по мольной доле газа сепарации в пластовом газе по формуле (4). Значение мольной доли газа сепарации в пластовом газе берут из таблицы 4.

2. Объем пластового газа определяют по результатам разгазирования проб сырого конденсата, представленных в таблице 1. Объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT на первой ступени, составил 118,18 см³.

Объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле (5):

Объем газовой фазы, получаемой после испарения дегазированного конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле (6):

Объем пластового газа, загруженного в камеру pVT при начальных условиях, рассчитывают по формуле (7):

Для начальных условий коэффициент сверхсжимаемости определяют по формуле (8):

Расчет коэффициента сверхсжимаемости для начальных условий проводят для всех ступеней дифференциальной конденсации.

Расчет значения коэффициента сверхсжимаемости для текущих условий на примере пятой ступени проводят в следующей последовательности.

Рассчитывают объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе для текущих условий по формуле (9):

Рассчитывают объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе для текущих условий по формуле (10):

Q _срк=2,68+4,19=6,87 л.

Для расчета объема пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени, находят объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT и приведенного к стандартным условиям, а также объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе.

Объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT и приведенного к стандартным условиям, равен 125,23 л.

Объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе рассчитывают по формуле (13):

Объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени, определяют по формуле (11):

Объем пластового газа в камере pVT на текущей ступени определяют по формуле (14):

Объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом в газовой фазе, определяют по формуле (16):

V_пг =884,28-38,18=846,1 см³.

Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для текущих условий находят по формуле (15):

.

Такие расчеты проводят для каждого опыта дифференциальной конденсации и на основании этих данных получают прогнозную зависимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа от давления в процессе разработки месторождения (см. чертеж и табл.1-5.).

Заявленное нами изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить точность получения исходных данных для построения прогнозной зависимости изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в зависимости от пластового давления.

Источники информации

Разработка и эксплуатация крупных газовых месторождений. Худяков О.Ф-1, Рейтенбах Г.Р., Майоров В.М. и Лещенко В.А. Комплексные исследования скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Труды ВНИИГАЗа. М., 1979, с.60-62.

Таблица 1
Параметр	Значение параметра
Выход сырого конденсата, см3 /м3	391
Объем контейнера, см3	100
Объем газа дегазации, л	9,03
Содержание ДГК в объеме контейнера, г	47,3
Плотность ДГК, г/см 3	0,723
Молекулярная масса ДГК	109

Таблица 2
Компонент	Газ				Дегазированный конденсат
	сепарации		дегазации
	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%
СН 4	84,25	69,08	36,36	15,53	0,00	0,00
С2Н6	5,02	7,71	12,16	9,74	0,00	0,00
С3Н 8	3,59	8,09	23,24	27,29	1,42	0,58
i-C4H10	0,88	2,61	8,57	13,26	3,71	1,96
n-С4 Н10	0,94	2,79	9,96	15,41	8,51	4,51
i-C5H12	0,30	1,11	3,25	6,24	7,96	5,28
n-C 5H12	0,19	0,70	2,06	3,96	7,85	5,23
С6Н 14+в	0,16	0,70	3,26	7,48	70,55	82,44
N2	4,02	5,76	0,58	0,43	0,00	0,00
CO2	0,64	1,44	0,56	0,66	0,00	0,00
Не2	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
С 5+в	0,65	2,51	8,57	17,68	86,36	92,95
Всего	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
Молекулярная масса	19,6		37,6		109,0
Плотность, кг/м3	0,814		1,562		722,9

Таблица 3
Компонент	Состав УВ С 5+в, мол.%
	в газах		ДГК
	сепарации	дегазации
i-C5H12	46,15	37,92	-
n-C5H 12	29,23	24,04	-
С 6Н14	24,62	38,04	-
Молекулярная масса	75,6	77,5	117,3
Плотность, г/см3	0,632	0637	0,738

Таблица 5
Параметр	Номер ступени.
	1	2	3	4	5	6	7
р, МПа	22,7	20,0	16,0	12,0	8,0	4,0	од
Q гс.з, л	300,90	300,90	143,16	208,84	186,54	186,54	149,26
Qпг.з , л	323,90	323,90	154,10	224,80	200,80	200,80	160,67
Vпр, см 3	1427,86	1427,86	679,08	991,60	884,28	884,28	707,81
Vсрк, см 3	-	20,52	24,30	45,10	38,18	33,10	19,60
Qгс, л	-	31,98	39,44	97,68	125,23	163,36	157,38
m д.дгк, г	-	1,26	0,49	0,60	0,80	0,95	1,43
Мд.дгк	-	130	130	130	130	140	130
aсрк, л	-	3,55	3,17	4,27	2,68	1,06	0
mр.дгк, г	-	8,35	9,38	18,7	18,32	18,12	12,95
Мр.дгк	-	139	125	106	105	103	126
Z н	0,8154	0,8154	0,8151	0,8159	0,8146	0,8146	0,8148
Qр.дгк, л	-	1,44	1,80	4,24	4,19	4,23	2,47
Qсрк, л	-	4,99	4,97	8,51	6,87	5,29	2,47
Q д.дгк, л	-	0,23	0,09	0,11	0,15	0,16	0,26
Qпг.в, л	-	32,21	39,53	97,79	125,38	163,53	157,64
Qпг.б, л	-	286,70	109,60	118,50	68,55	31,98	0,56
Vпг, см3	-	1407,34	654,77	946,50	846,10	851,18	688,21
Zг	-	0,8000	0,7789	0,7810	0,8046	0,8674	0,9925