5+B
ЭКСПРЕСС-СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕГО СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ C В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ
5+B
RAPID METHOD OF DETERMINING CURRENT CONTENT OF HYDROCARBONS C IN BED GAS-CONDENSATE OF WELL

5+в
Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин, в частности к экспресс-определению содержания углеводородов (далее - УВ) С в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин.
Из области техники известны способы исследования газоконденсатных скважин для определения содержания конденсата в пластовом газе, основанные на сепарации пластового газа, на поверхности земли.
Один из способов раскрыт в источнике «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». Под редакцией В.И. Маринина, Д.В. Люгая, З.С. Алиева, Москва, ОАО «Газпром» 2010 г.). Согласно этому способу пластовый газ из газоконденсатной скважины поступает в сепаратор, где преимущественно при давлении максимальной конденсации 4,0-6,0 МПа отделяется углеводородная жидкость-конденсат, далее замеряют дебиты газа и конденсата, отбирают их представительные пробы, осуществляют обработку промысловых результатов, проводят физико-химические исследования проб пластовых флюидов, затем производят расчет состава пластового газа и содержания конденсата в нем.
Недостатком данного способа является привлечение сложного комплекса лабораторных и аналитических исследований флюидов, отбираемых в процессе проведения промысловых работ. Выполнение этого комплекса работ требует продолжительного времени и значительных трудозатрат.
Известен способ определения содержания конденсата в пластовом газе через вскрывшую газоконденсатный пласт скважину. При этом замеряют градиент давления пластового газа в продуктивном пласте скважины и отбирают глубинную пробу пластового газа из этого продуктивного пласта, определяют плотность пластового газа по градиенту давления и его массу в отобранной пробе по объему пробоотборника, обрабатывают глубинную пробу для выделения из нее газовых компонентов, по полученным данным обработки устанавливают массу газовых компонентов в отобранной пробе и по разнице масс, отнесенных на объем газовых компонентов, судят о содержании конденсата в пластовом газе. Для определения состава пластового газа при полученном содержании конденсата измеряют плотность и молекулярную массу полученного в процессе обработки глубинной пробы конденсата, а также для отбора глубинной пробы пластового газа из продуктивного пласта скважины используют глубинный пробоотборник (см. патент РФ №2455627, G01N 7/00, G01N 9/26, Е21В 49/08 опубл. 10.07.2012).
5+в
Недостатками способа является то, что с целью обеспечения достоверного замера плотности флюида в стволе скважины необходимо применять глубинные манометры-термометры высокой точности, а также определение содержания УВ C в пластовом газе необходимо осуществлять с привлечением комплекса лабораторных исследований.
5+в
С позиции экспресс-определения содержания УВ C можно выделить графоаналитический способ. При таком подходе по номограмме для определения потенциального содержания конденсата газового стабильного в пластовом газе находят значение при определенном диапазоне содержания ароматических углеводородов (см. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. - М.: Недра, 1995).
5+в
Недостатком способа является необходимость определения группового углеводородного состава, термобарических условий нахождения залежи, степени насыщенности залежи УВ С, наличие неуглеводородных компонентов, а значит, проведение лабораторных исследований.
5+в
Техническим результатом изобретения является повышение достоверности получаемых данных о содержании УВ С в пластовом газе путем осуществления оперативного контроля с целью оценки текущей газоконденсатной характеристики в процессе выполнения промысловых исследований.
5+в
5+в
Задачей изобретения является создание способа определения содержания УВ C в пластовом газе, не требующего применения дополнительных физико-химических исследований, а также обеспечивающего более высокую точность и надежность результатов проводимых исследований в газоконденсатных скважинах за счет оперативного контроля содержания УВ Св пластовом газе.
5+в
кгн
гс
с
c
дгк
3
3
3
3
3
Поставленная задача в экспресс-способе определения текущего содержания УВ C в пластовом газе газоконденсатной скважины, включающем проведение газоконденсатных исследований с контролем устьевых параметров работы скважины, определением дебита конденсата газового нестабильного (далее - КГН) Q (м/сут), дебита газа сепарации Q(тыс.м/сут), давления р (МПа) и температуры сепарации t (°C), плотности дегазированного конденсата (далее - ДГК) при стандартных условиях ρ (г/см), затем вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора КГФ (см/м), как:
к
дгк
3
3
затем определяют значение коэффициента усадки КГН с помощью объема контейнера пробоотборника V (см) и объема ДГК из контейнера пробоотборника V (см) как:
дгк
3
3
на следующем этапе определяют содержание ДГК К (см/м) как:
дгк
ус
K=КГФ·k.
5+в
гс
5+в
гс
c
c
5+в
гс
5+в
дгк
дгк
5+в
к
5+в
пгэ
3
3
3
3
3
3
3
Для определения содержания УВ С в газе сепарации К (г/м) используют диаграмму зависимости содержания УВ С в газе сепарации К (г/м) от температуры сепарации t (°C), определенную экспериментальным путем в процессе проведенных ранее исследований, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации t (°C), а по оси ординат - значения содержания УВ С в газе сепарации К (г/м), точки наносят на график и аппроксимируют, в данном случае полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации, и горизонтальной проекцией определяют значение УВ C в газе сепарации. По известным значениям содержания дегазированного конденсата К (см/м), плотности ДГК при стандартных условиях ρ (г/см), содержания УВ С в газе сепарации K (г/м) вычисляют содержание УВ C в пластовом газе экспресс-способом К(г/м) как:
пгэ
дгк
дгк
гс
K=K·ρ·K;
5+в
пгн
пл
пгн
пгн
5+в
3
3
3
3
используя прогнозную зависимость изменения содержания УВ C в пластовом газе от пластового давления, полученную экспериментально на начальном этапе разработки месторождения по значению К (г/м), по оси ординат откладывают значение содержания конденсата в пластовом газе (г/м), а по оси абсцисс - значение пластового давления р (МПа). Полученное значение K (г/м) должно находиться в области прогнозируемого значения K(г/м). На основе полученных данных о содержании УВ С оперативно принимают решение о продолжительности дальнейших исследований или, в случае необходимости, об отборе дополнительных проб для pVT-исследований.
5+в
дгк
5+в
Предлагаемый способ направлен на экспресс-определение содержания УВ С в пластовом газе непосредственно при проведении промысловых работ газоконденсатных исследований эксплуатационных скважин, т.е. не нуждается в проведении сложного комплекса физико-химических исследований флюидов и отличается тем, что на первоначальном этапе проведения промысловых работ достаточно определить плотность ДГК при стандартных условиях (ρ) и оценить степень уноса УВ С с газом сепарации.
кгн
гc
ус
дгк
При выполнении промысловых исследований определяют дебит КГН (Q), дебит газа сепарации (Q), вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора (КГФ), определяют значение коэффициента усадки КГН (k) и плотность ДГК при стандартных условиях (ρ),
5+в
5+в
5+в
оценивают степень уноса УВ C с газом сепарации. На основе этих данных рассчитывают содержание УВ C в пластовом газе. Многочисленными исследованиями установлено, что с повышением температуры сепарации возрастает капельный механический унос УВ С с газом сепарации, и в основном эти потери в большей степени зависят от температуры, нежели от давления.
5+в
гсэ
5+в
гс
c
5+в
гс
Авторами предложен способ определения содержания УВ С в газе сепарации (К) при помощи графиков зависимости содержания УВ C в газе сепарации (К) от температуры сепарации (t). По полученным результатам проведенных текущих либо специальных исследований строят график и для текущего значения температуры подбирают значение содержания УВ С в газе сепарации (К).
5+в
гс
c
c
5+в
гс
5+в
гс
Диаграмму зависимости содержания УВ С в газе сепарации (К) от температуры сепарации (t) строят экспериментальным путем следующим образом: на нескольких режимах работы скважины через сепаратор при различных значениях температуры сепарации (t) от меньшего к большему или наоборот, а также при различных значениях температуры сепарации фиксируют значения содержания УВ С в газе сепарации (К), определяют содержание УВ С в газе сепарации (К), которое возможно при помощи малогабаритной тест-сепарационной установки, либо отбирая газ сепарации в контейнеры после каждого режима для последующего физико-химического анализа.
Заявленное изобретение поясняется с помощью фиг. 1, фиг. 2.
5+в
Фиг. 1 представляет собой диаграмму зависимости содержания УВ C в газе сепарации от температуры сепарации.
5+в
Фиг. 2 представляет собой прогнозную зависимость изменения содержания УВ C в пластовом газе от пластового давления.
Ниже подробно представлено осуществление изобретения, подтвержденное примерами.
5+в
пгэ
дгк
дгк
5+в
гс
Содержание УВ С в пластовом газе (К) определяют из двух слагаемых: содержания дегазированного конденсата (К) с учетом плотности дегазированного конденсата (ρ), замеренной при выполнении ПСИ, и содержания УВ С в газе сепарации (К).
гc
кгн
3
3
Определяют дебит газа сепарации Q (м/сут), дебит КГН Q (м/сут).
На основе этих данных вычисляют промысловый конденсатогазовый фактор по следующей формуле:
3
3
где КГФ - промысловый конденсатогазовый фактор, (см/м);
кгн
3
Q - дебит КГН, (м/сут);
гс
3
Q - дебит газа сепарации, (тыс.м/сут).
ус
к
дгк
3
3
Определяют значение коэффициента усадки КГН (k) с помощью цилиндра фиксированного объема 100 см по ГОСТ 1770-74 при известном объеме контейнера пробоотборника V (см) и приведенном к стандартным условиям количестве ДГК из пробоотборника V (см).
Определяют значение коэффициента усадки КГН по следующей формуле:
ус
где k - коэффициент усадки КГН;
дгк
3
V - объем ДГК из контейнера пробоотборника, см;
к
3
V - объем контейнера пробоотборника, см.
Определяют содержание ДГК по следующей формуле:
дгк
3
3
где К - содержание ДГК (см/м);
3
3
ус
КГФ - промысловый конденсатогазовый фактор, (см/м); k - коэффициент усадки КГН.
5+в
гс
5+в
c
5+в
гс
гс
Для определения содержания УВ С в газе сепарации (К) строят диаграмму зависимости содержания УВ C в газе сепарации от температуры сепарации, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации (t), а по оси ординат - значение содержания УВ С в газе сепарации (К) (фиг. 1), определенное экспериментальным путем в процессе исследований. Точки наносят на график и аппроксимируют, в данном случае, полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации и горизонтальной проекцией определяют искомое значение (K).
5+в
пгэ
дгк
ус
5+в
гс
3
Искомое содержание УВ C в пластовом газе (К) вычисляют, зная КГФ, замеренный на промысле по сепаратору, плотность дегазированного конденсата (ρ), коэффициент усадки КГН (к) и содержание УВ С в газе сепарации (К), г/м, по формуле:
5+в
3
где - содержание УВ С в пластовом газе, г/м;
дгк
3
ρ - плотность ДГК при стандартных условиях, г/м;
дгк
3
3
К - содержание ДГК (см/м);
гс
5+в
3
К - содержание УВ C в газе сепарации, г/м.
пгэ
5+в
Используя прогнозную зависимость, полученное значение (К) наносят на график (фиг. 2). Таким образом осуществляется оперативный контроль изменения содержания УВ С в пластовом газе от пластового давления.
Пример апробации способа представлен исследованием одного из месторождений Тимано-Печорской провинции.
Пример 1
5+в
Определение содержания УВ C в пластовом газе предлагаемым способом осуществляется следующим образом.
гс
кгн
3
3
При выполнении промысловых исследований скважины определяют дебит газа сепарации Q=77,6 тыс.м/сут, замеряют дебит КГН Q=9,84 м/сут, вычисляют промысловый КГФ согласно формуле (1):
ус
к
дгс
3
3
3
Определяют значение коэффициента усадки КГН (k) с помощью цилиндра фиксированного объема 100 см по ГОСТ 1770-74. При известном объеме пробоотборника V=93 см и приведенном к стандартным условиям количестве ДГК из пробоотборника V=73 см определяют значение коэффициента усадки КГН по формуле (2):
Определяют содержание ДГК по формуле (3):
дгк
ус
3
3
К=КГФ·k=126,8·0,7849=99,5 (см/м).
дгк
3
Плотность ДГК при стандартных условиях определяют с помощью ареометра ρ=0,69 г/см.
c
5+в
5+в
гс
3
Для рассматриваемого примера искомая температура сепарации (t) составила 1°C. Согласно диаграмме зависимости содержания УВ C в газе сепарации от температуры сепарации (фиг. 1) значение содержания УВ C в газе сепарации К=12,1 г/м.
5+в
На основе всех полученных результатов на промысле рассчитывают содержание УВ C в пластовом газе по формуле (4).
пгэ
дгк
дгк
гс
3
К=К·ρ·+K=99,5·0,6900+12,1=80,8 (г/м).
5+в
3
Фактическое же содержание УВ C в пластовом газе, полученное на основании отобранных сепараторных проб в процессе проведения промысловых исследований и после проведения лабораторных исследований, составило 76,5 г/м. В данном случае значение расхождения экспресс-способом в сравнении с полномасштабными исследованиями составило 5,5%.
Пример 2
гс
кгн
дгк
ус
3
3
3
Скважина характеризуется следующими параметрами: Q=25,08 тыс.м/сут, Q=5,02 м/сут, замеренная в процессе проведения работ плотность ДГК при стандартных условиях ρ=0,726 г/см, коэффициент усадки k=0,926.
Вычисляют промысловый КГФ согласно формуле (1):
Определяют содержание дегазированного конденсата по формуле (3):
дгк
ус
3
3
К=КГФ·k=200,2·0,926=185,4 (см/м).
5+в
5+в
гс
3
Для рассматриваемого примера искомая температура сепарации составила 0°C. Согласно диаграмме зависимости содержания УВ C в газе сепарации от температуры сепарации (фиг. 1) содержание УВ С в газе сепарации К соответствует значению 11,6 г/м.
5+в
Рассчитывают содержание УВ С в пластовом газе по формуле (4):
пгэ
дгк
дгк
гс
3
К=К·ρ+К=185,4·0,726+11,6=146,2 (г/м).
3
Фактическое же содержание конденсата в пластовом газе, полученное на основании отобранных сепараторных проб в процессе проведения промысловых исследований и после проведения лабораторных исследований, составило 144,6 г/м. В данном случае значение расхождения экспресс-способом в сравнении с полномасштабными исследованиями составило 1%.
5+в
5+в
График прогнозной зависимости, отражающий изменение содержания УВ C в добываемом газе, от пластового давления для одного из месторождений Тимано-Печорской провинции приведен на фиг. 2, где представлены результаты расчетов с привлечением стандартного расширенного комплекса в сравнении с экспресс-способом. Среднее значение расхождения для ряда исследуемых скважин в сравнении с расширенным способом составило 3%. Апробация способа на газоконденсатных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в целом позволяет говорить о положительных результатах применения предлагаемого экспресс-способа определения содержания УВ C в пластовом газе при проведении ГКИ эксплуатационных скважин в ходе промысловых работ.