СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ
METHOD TO DETECT CONDENSATE CONTENT IN BED GAS

Изобретение относится к области проведения исследований газоконденсатных разведочных и эксплуатационных скважин, более точно к способу определения содержания конденсата в пластовом газе газоконденсатных пластов, вскрытых указанными выше скважинами.
Известно, что правильное определение содержания конденсата в пластовом газе дает возможность влиять на обоснованный выбор схемы разработки газоконденсатных месторождений и применяемого оборудования с наименьшими экономическими затратами.
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 «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», под редакцией Г.А.Зотова и З.С.Алиева, Москва, Недра, 1980 г. (прототип). Согласно этому способу пластовый газ из газоконденсатной скважины поступает в сепаратор, где преимущественно при давлении максимальной конденсации 5,5-6,0 МПа отделяется углеводородная жидкость - конденсат, далее замеряются дебиты газа и конденсата, отбираются их представительные пробы, проводится обработка промысловых результатов, проб, затем проводят расчет состава пластового газа и содержания конденсата в нем.
Известный способ исследования газоконденсатных скважин для определения содержания конденсата в пластовом газе требует значительного количества крупногабаритного, массивного (10-20 тонн) и дорогого в изготовлении сепарационного оборудования и сопровождающего его приборного обеспечения. Транспортировка такого оборудования по территории месторождения, часто по бездорожью, является затруднительной и требует существенных затрат. Большие трудности возникают также при отборе представительных проб газа сепарации, так как поток газа после сепаратора часто содержит капельную жидкость, а отбор проб газа из двухфазного потока имеет неизмеряемую погрешность из-за неравномерного содержания капельной жидкости по сечению потока. Кроме того, замер расходов газа и конденсата также ведется с погрешностями, обусловленными суммой погрешностей применяемых приборов и также часто двухфазного потока газа сепарации из-за практического отсутствия сепараторов со 100% эффективностью сепарации. При транспортировке проб могут возникнуть сложности, в частности тогда, когда при транспортировке проб газа сепарации температура окружающей среды будет ниже температуры потока газа при отборе проб из него, что приведет к выпадению конденсата на стенку контейнера, где размещена проба, а это неизбежно повлечет занижение значения содержания конденсата в газе сепарации. Совокупность упомянутых выше погрешностей может достигать значительных величин.
Также известен способ определения нефтеводосодержания пластовой жидкости (а.с. СССР №907227 по кл. Е21В 47/00 с приоритетом от 22.02.82 г.) при проведении испытаний нефтяных скважин пластоиспытателями. Способ реализуется путем замера глубинными приборами средневзвешенной по стволу скважины плотности жидкости, определения плотности воды и нефти в атмосферных условиях и в случае наличия суспензированной жидкости - отбора проб жидкости по всему стволу скважины. В конечном итоге результатом способа является определение среднего нефтеводосодержания по стволу скважины путем вычисления соотношения объемов воды и нефти с известными плотностями в смеси с замеренной плотностью.
Привлекательность этого способа заключается в том, что не требуется применение размещаемого на поверхности емкостного оборудования для разделения нефти и воды по плотности. Однако этот способ не пригоден для определения содержания конденсата в пластовом газе газоконденсатных месторождений, т.к. этим способом определяется средневзвешенная плотность продукции скважины по ее стволу, в то время как содержание конденсата зависит от давления и температуры, которые повышаются по мере увеличения глубины.
Цель настоящего изобретения заключается в устранении отмеченных трудностей.
Задачей изобретения является разработка более простого способа определения содержания конденсата в пластовом газе, который бы не требовал применения сепарационного оборудования и обеспечивал бы более высокую точность проводимых исследований в газоконденсатных скважинах.
Эту задачу решает предложенный способ определения содержания конденсата в пластовом газе через вскрывающую пласт скважину. Согласно изобретению замеряют градиент давления пластового газа в продуктивном интервале скважины и отбирают глубинную пробу пластового газа из этого продуктивного интервала, определяют плотность пластового газа по градиенту давления и его массу в отобранной пробе по объему глубинного пробоотборника, обрабатывают глубинную пробу для выделения из нее газовых компонентов, по полученным данным устанавливают массу газовых компонентов в отобранной пробе и по разнице масс, отнесенных на объем газовых компонентов, судят о содержании конденсата в пластовом газе.
Целесообразно для определения состава пластового газа при полученном в соответствии с изобретением содержанием конденсата измерять плотность и молекулярную массу выделившегося в процессе обработки глубинной пробы конденсата.
При этом предпочтительно для отбора глубинной пробы пластового газа использовать глубинный пробоотборник известной конструкции.
Преимущества изобретения заключаются в заметном уменьшении затрат на проведение исследований в газоконденсатных скважинах, в повышении точности получаемых результатов исследований и в ускорении их проведения.
Далее изобретение поясняется описанием примера его реализации со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 показывает схематично в вертикальном разрезе исследуемую скважину, вскрытый ею продуктивный газоконденсатный пласт, график распределения давления по стволу скважины;
фиг.2 показывает схему проведения дегазации глубинных проб.
Как показано на фиг.1, газоконденсатный продуктивный пласт 1 вскрыт, например, на глубине 2500-2510 м скважиной 2 с эксплуатационной колонной 3. Пространство скважины сообщается с пластом 1 через интервал перфорации 4 в стенке колонны 3.
Для определения содержания конденсата в пластовом газе в скважину 2 опускается глубинный манометр 5 для измерения давления по стволу скважины 2 на глубинах: 0 м, в поясе постоянных температур (10-20 м) для тарировки показаний глубинного манометра 5 относительно образцовых или поверочных манометров (не показаны) на устье скважины 2, далее через 300-500 м до глубин 2500 м, 2510 м и немного глубже, если позволяет положение забоя. Замеры давления на этих глубинах необходимы, чтобы убедиться в отсутствии столба жидкости в продуктивном пласте 1. После подъема глубинного манометра 5, обработки записанных (если применяется манометр с местной регистрацией) им величин давлений, убедившись в отсутствии столба жидкости в продуктивном пласте 1, на глубину середины продуктивного пласта 1 опускается глубинный пробоотборник (не показан) на глубину 2505 м. Отбираем с его помощью пробу пластового газа и извлекаем глубинный пробоотборник из скважины 2.
Обработка промысловых данных (замеренный градиент 6 давления в продуктивном интервале и отобранные глубинные пробы из того же продуктивного интервала) проводятся следующим образом.
3
2
По замеренному градиенту (6) давления в продуктивном интервале определяется плотность пластового газа в пластовых условиях. Например, градиент (6) давления определен величиной 0,135 кг/10 м. Это значит, что 1000 см, составляющих цилиндр площадью 1 см и высотой 10 м, весят 135 г или что плотность пластового газа составляет 135 г/л.
В отобранной пробе пластового газа определяют содержание газовых компонентов, например азота, гелия, углекислого газа, метана, этана, пропана, бутана.
Определение содержания газовых компонентов возможно несколькими способами, но предпочтительным из них является способ дегазации и дебутанизации извлеченного из скважины 2 конденсата, при этом обрабатываем его, как пробу сырого конденсата, как это описано в той же «Инструкции…», стр.235-237. Коротко эта обработка заключается в следующем.
Как показано на фиг.2, глубинный пробоотборник 7 помещен в баню 8, в которой поддерживается постоянная температура термостатом 9. Глубинный пробоотборник 7 своим пространством через систему вентилей 10 соединен с газометром 11 через ловушки 12 конденсата, в которых поддерживается смесью льда и поваренной соли температура около минус 20°С. Извлеченный из пробоотборника 7 газ собирается в газометре 11 для замера его объема и отбора проб на хроматографический анализ.
Следующим этапом обработки пробы пластового газа является процесс дебутанизации, описанный там же на стр.236-237, и здесь не приводится.
По замеренному объему глубинного пробоотборника 7 и плотности пластового газа определяется масса отобранной пробы, из этой величины вычитается масса газовых компонентов и определяется оставшаяся масса конденсата. При этом масса газовых компонентов устанавливается по объему газа, накопленного в газометре 11, и его составу, определенному хроматографическим анализом. По соотношению разницы массы отобранной пробы и массы газовых компонентов в отобранной пробе к объему газовых компонентов судят о содержании конденсата в пластовом газе.
О преимуществах предложенного изобретения можно судить по конкретному примеру проведения исследований в газоконденсатной скважине Вуктыльского месторождения.
Определение содержания конденсата предлагаемым способом было проведено следующим образом. Градиент давления в продуктивном интервале был определен равным 0,069 кг/10 м или 69 г/10 м. Глубинные пробы пластового газа напротив интервала отбирались три раза. При дегазации и дебутанизации, наиболее удачной по давлению вскрытия, был получен объемный компонентный состав газов дегазации и дебутанизации, представленный в таблице, графа 2.
По величине общего объема газов дегазации и дебутанизации, равного 25,48 л, и компонентному составу был рассчитан объем каждого компонента в газах (графа 4). С учетом справочной при нормальных условиях плотности, приведенной в графе 3, определялась масса каждого компонента, которая приведена в графе 5.
Определение содержания конденсата на «сухой газ» ведется по формуле:
3
где q - содержание конденсата, г/м;
к
г
М - масса конденсата, содержащаяся в объеме газа V.
г.к
Масса конденсата определяется как разница между массой отобранной глубинной пробы (Мпр.) и суммы масс газовых компонентов (азота, углекислого газа, метана, этана, пропана, изо- и нормального бутанов) - М в граммах:
2
Масса отобранной глубинной пробы (Мпр.) определяется как произведение градиента давления, который является равным плотности столба диаметром 1 см и высотой 10 м, то есть объемом 1 литр, с объемом глубинного пробоотборника, равным 0,313 л. Сумма масс газовых компонентов берется из таблицы, графа 5.
Объем газа Vг. равен сумме объемов газовых компонентов, взятых из графы 4 таблицы. Подставляя указанные значения в формулу 1, получим:
q=(69×0,313-(1,4+0,04+13,86+2,96+1,5+0,25+0,45))/1,2+0,02+20,75+2,34+0,8+0,1+0,18;
3
q=(21,597-20,46)/25,39=0,04478 г/л или 44,8 г/м.
Расчет состава пластового газа проводился по стандартной «Инструкции…», указанной выше.
Результаты обработки газов дегазации и дебутанизации
Компонент
Объемный %
Плотность, г/л
Объем, л
Масса, г
1
2
3
4
5
азот
4,72
1,165
1,2
1,40
углекис. газ
0,10
1,842
0,02
0,04
метан
81,37
0,668
20,75
13,86
этан
9,17
1,263
2,34
2,96
пропан
3,15
1,872
0,80
1,50
изо-бутан
0,41
2,518
0,10
0,25
норм-бутан
0,71
2,486
0,18
0,45
изо-пентан
0,15
3,221
0,04
0,13
норм-пентан
0,13
3,221
0,03
0,10
гексан
0,09
3,583
0,02
0,07
сумма
100,0
25,48
20,76
сумма показателей газовых компонентов
25,39
20,46