СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ И ЕГО СУММАРНОЙ ДОБЫЧИ ДЛЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА Российский патент 1999 года по МПК E21B47/06 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам проектирования разработки месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, и может быть использовано при освоении газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата.

Известен способ прогнозирования содержания конденсата и суммарной добычи его, включающий экспериментальное определение пластовых потерь конденсата на установках pVT и расчетную методику прогнозирования изменения содержания конденсата в пластовом газе и добычи его в процессе разработки на режиме истощения на стадии разведки залежи [1].

Недостатком этого способа, взятого нами в качестве прототипа, является то, что он не учитывает особенности фазового поведения газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата. Способ прогнозирования действующей инструкции основан на условии, что зависимость пластового давления является прямолинейной. В действительности это условие не выполняется. Это первое допущение, которое неприемлемо для газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата.

Другим недостатком способа является то, что формула прогнозирования содержания конденсата справедлива только для насыщенных залежей (давление начала конденсации равно пластовому), а для глубокозалегающих месторождений с высоким содержанием конденсата можно с полным основанием утверждать, что не менее 50% из них являются недонасыщенными. Разница между пластовым давлением и давлением начала конденсации влияет на распределение конденсата в пласте и в добываемой продукции, а значит и на условия прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и добычи его в ходе разработки.

Задачей изобретения является повышение точности прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и его суммарной добычи для проектирования разработки на режиме истощения залежей с высоким содержанием конденсата. Поставленная задача решается тем, что в способе прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его, включающем отбор проб газа сепарации и сырого конденсата, создания из них рекомбинированной пробы пластового газа, экспериментальное определение пластовых потерь конденсата путем моделирования разработки залежи на установке pVT, проводят экспериментальные исследования рекомбинированной пробы пластового газа на установке pVT для определения зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа. Прогнозные значения пластового давления определяют не по условно принятой прямолинейной зависимости, а по графической зависимости для конкретной залежи, построенной на основании экспериментальных данных дифференциальной конденсации рекомбинированной пробы пластового газа исследуемой залежи.

Поставленная задача также решается тем, что дополнительно определяют содержание газовых компонентов в дегазированном конденсате, находящемся в камере pVT в составе сырого выпавшего конденсата, и вносят поправки в пластовые потери конденсата.

Поставленная задача также решается тем, что весь период разработки залежи разделяют на период эксплуатации от начального пластового давления до давления начала конденсации и период эксплуатации от давления начала конденсации до 0,101 МПа, причем только второй период разделяют на n этапов, а относительные отборы сухого газа в конце каждого этапа определяют по формуле
(1)
где относительный отбор сухого газа из залежи при снижении давления в ней от начального до давления в конце m-го этапа; - относительный отбор сухого газа при снижении давления от начального до давления начала конденсации; n - число этапов; m - порядковый номер этапа (0, 1, 2... n); - относительный объем сухого газа, отобранного при снижении давления от начального до давления начала конденсации и остающийся в пласте при снижении давления до 0,101 МПа в газовой фазе и растворенном состоянии ().

Поставленная задача также решается тем, что содержание конденсата в пластовом газе для недонасыщенной залежи определяется по формуле

где q_к.п.г ^o начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м³; q_к.п.г ^m - содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа (m=1, 2. ..n), г/м³; q_к.п.к ^m - пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м³.

Поставленная задача также решается тем, что суммарную добычу конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта, определяют по следующей формуле

где qmΣк.п.г

- суммарная добыча конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта к концу m-го этапа, г/м³.

Для насыщенной залежи поставленная задача решается тем, что весь период разработки разделяют на n этапов, а относительные отборы сухого газа в конце каждого этапа определяют по формуле
(4)
где - относительный отбор сухого газа из залежи при снижении давления в ней от начального до давления в конце m-го этапа; m - порядковый номер этапа; относительный объем газа, остающегося в пласте в газовой фазе и растворенном состоянии при давлении 0,101 МПа.

Поставленная задача также решается тем, что в случае прогнозирования для насыщенной залежи прогнозирование содержания конденсата в пластовом газе определяют по формуле

где q_к.п.г ^m - содержание конденсата в пластовом газе, г/м³.

Поставленная задача решается также тем, что суммарную добычу конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта, для насыщенной залежи определяют по формуле
(6)
где q_к.п.г ^m - суммарная добыча конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта к концу m-го этапа, г/м³.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются следующие:
1. Проводят исследование рекомбинированной пробы пластового газа на установке pVT для определения зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа, а прогнозное значение пластового давления определяют по графической зависимости построенной на основании экспериментальных данных дифференциальной конденсации пластового газа.

2. Дополнительно определяют содержание газовых компонентов в дегазированном конденсате, выпавшем в камере pVT, и вносят поправки в расчет пластовых потерь конденсата.

3. Период разработки залежи разделяют на период разработки залежи от начального пластового давления до давления начала конденсации и период разработки от начала давления конденсации до 0,101 МПа, причем данный период разделяют на n этапов, а относительные отборы сухого газа в конце каждого этапа периода разработки определяют по формуле, приведенной выше.

4. Уравнения материального баланса для насыщенных и недонасыщенных залежей, по которым рассчитывают искомые прогнозные показатели.

Приведенные выше существенные отличительные признаки нам были не известны из патентной и научно-технической информации, и мы считаем, что они являются "новыми". Перечисленные существенные признаки являются неочевидными для среднего специалиста в данной области техники и поэтому соответствуют критерию "изобретательский уровень".

Изобретение успешно прошло лабораторные и промысловые испытания и в связи с этим мы считаем, что изобретение соответствует критерию "промышленная применимость".

Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его для проектирования разработки на режиме истощения залежей с высоким содержанием конденсата покажем на примере исследования скв. 74 Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения.

При проведении промысловых исследований отбирают пробы газа сепарации и сырого конденсата. Начальное пластовое давление (p₀) в это время равно 45,0 МПа.

Исследование фазового поведения пластового газа осуществляют с опыта по определению зависимости пластового давления от относительных отборов газа Для этого загружают в камеру pVT газ сепарации, затем, в соответствии с замеренным на промысле удельным содержанием, загружают в камеру pVT сырой конденсат. Приводят камеру pVT к начальным пластовым условиям по температуре и давлению. После перемешивания убеждаются, что вся жидкая фаза полностью растворилась в газе. Затем моделируют процесс разработки залежи на режиме истощения методом дифференциальной конденсации, при котором снижение давления производят за счет отбора газовой фазы при сохранении постоянными температуры и объема, при этом выпуск газа производят поэтапно. На каждом этапе снижают давление за счет увеличения объема камеры pVT и после установления фазового равновесия (интенсивного перемешивания и выдержки) производят выпуск газовой фазы при постоянном давлении до момента, когда объем рабочей камеры не станет равным первоначальному. Затем производят очередное снижение давления. Выпуск газа в газометр производят через минусовую ловушку. Причем ловушку после каждого опыта подогревают до плюс 35^oC, а газ направляют в газометр.

После замера объема газа в газометре проводят определение его состава хроматографическим методом, массу жидкой фазы определяют весовым методом, а затем определяют состав жидкой фазы хроматографическим методом.

По результатам качественной и количественной характеристик газа и конденсата, выделившихся в ловушке, рассчитывают объем и состав сухого газа. Затем процесс дифференциальной конденсации рекомбинированной пробы делят на 6-10 этапов по объемам выпуска газа и проводят аналогичным путем следующие опыты. Прежде всего, в начале опыта определяют первый период в поведении пластового газа при разработке залежи на режиме истощения: разработка залежи от начального давления до давления начала конденсации. При снижении давления визуальным методом определяют давление начала конденсации. При снижении давления несколько ниже давления начала конденсации опыт прекращают, делают замеры газа в газометре и замеряют конденсат в ловушке.

На основании результатов исследований строят зависимость содержания пластового давления от относительных отборов газа (см. фиг. 1). После чего проводят серию исследований по определению пластовых потерь конденсата, при этом определяют состав дегазированного конденсата, выделившегося в камере pVT. Результаты исследований по определению пластовых потерь приведены в таблице и на фиг. 2, кривая 1. На графике зависимости (см. фиг. 1) выделяют этап разработки при снижении давления от начального до давления начала конденсации: (нулевой этап). Давление начала конденсации было установлено равным 34,2 МПа (см. фиг. 1). При этом давлении относительный отбор сухого газа составляет 0,035. Оставшийся период разработки делят на 10 равных частей по отбору газа. Значение отборов к концу каждого этапа определяют по формуле (1).

По графику зависимости определяют значение пластового давления к концу каждого этапа. Результаты расчетов приведены в таблице.

По графику зависимости q_к.п.к=f(p_пл) определяют величину пластовых потерь к концу каждого этапа и по формуле (2) определяют прогнозную зависимость содержания конденсата в пластовом газе, по формуле (3) - прогнозную зависимость суммарной добычи конденсата от пластового.

Для рассматриваемого примера результаты расчетов приведены в таблице и на фиг. 2 (кривые 2, 3).

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет учесть особенности фазового поведения газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата месторождений и повысить достоверность прогноза содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его в составе добываемого газа при проектировании разработки залежи на режиме истощения.

Литература
1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1981, с. 301.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение точности прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе. Сущность изобретения: по способу отбирают пробы газа сепарации и сырого конденсата. Экспериментально определяют пластовые потери конденсата исследованием фазового поведения пробы пластового газа на лабораторных установках и прогнозирование изменения конденсата в пластовом газе расчетным методом. Исследования проводят для определения зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа, определяют содержание газовых компонентов в дегазированном конденсате, находящемся в лабораторной установке в составе выпавшего сырого конденсата. Весь период разработки месторождения разделяют на период эксплуатации от начального пластового давления до давления начала конденсации и на период эксплуатации от давления начала конденсации до давления 0,101 МПа при изменении содержания конденсата в пластовом газе. Второй период разделяют на этапы. Объемы сухого газа в конце каждого этапа определяют по формуле. 1 з.п.ф-лы, 2 ил., 1 табл.

1. Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его в процессе проектирования разработки газоконденсатного месторождения для залежей с высоким содержанием конденсата, включающий отбор проб газа сепарации и сырого конденсата, экспериментальное определение пластовых потерь конденсата путем исследования фазового поведения рекомбинированной пробы пластового газа на установках pVT и прогнозирование изменения конденсата в пластовом газе на весь период разработки расчетным методом, отличающийся тем, что проводят исследования рекомбинированной пробы на установке pVT для определения зависимости пластового давления от относительных отборов сухого газа определяют содержание газовых компонентов в дегазированном конденсате, находящемся в камере pVT в составе выпавшего сырого конденсата, и вносят поправки в пластовые потери конденсата, причем для прогнозирования искомых параметров недонасыщенной залежи в процессе проектирования весь период разработки газоконденсатного месторождения разделяют на период эксплуатации от начального пластового давления до давления начала конденсации и на период эксплуатации от давления начала конденсации до давления 0,101 МПа при изменении содержания конденсата в пластовом газе, при этом только второй период разделяют на n этапов, а относительные объемы сухого газа в конце каждого этапа определяют по формуле 1

где относительный отбор сухого газа из залежи при снижении давления в ней от начального до давления в конце m-го этапа;
m - порядковый номер этапа второй фазы разработки;
относительный отбор сухого газа от начального давления до давления начала конденсации;
относительный объем сухого газа, отобранного при снижении давления от начального до давления начала конденсации;
содержание же конденсата для недонасыщенной залежи в пластовом газе определяют по формуле 2

где qmк.п.г

- содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа (1, 2..., m, ...n), г/м³;
n - общее число этапов;
q°к.п.г - начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м³;
qmк.п.г - пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м³;
при этом суммарную добычу конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта, определяют по формуле 3

где qmΣк.п.г - суммарная добыча конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта к концу m-го этапа, г/м³. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для насыщенной залежи весь период разделяется на n этапов, а относительные отборы сухого газа в конце каждого этапа определяют по формуле 4

где относительный отбор сухого газа из залежи при снижении давления в ней от начального до давления в конце m-го этапа;
m - порядковый номер этапа;
относительный объем газа, остающегося в пласте в газовой фазе и растворенном состоянии при давлении 0,101 МПа;
содержание же конденсата в пластовом газе для насыщенной залежи определяют по формуле 5

а суммарную добычу конденсата в составе пластового газа, извлеченного из пласта, определяют по формуле