книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

нах, вопросы прогнозирования процессов фильтрации газокон­ денсатных смесей в пористой среде, изменения состава продук­ ции скважин, объема добываемого конденсата, методов его переработки.

§ 22. Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры

Природные углеводородные смеси, находящиеся . в поровом пространстве пласта и движущиеся по стволу скважины, в про­ мысловом оборудовании, промысловых и магистральных газопро­ водах, при изменении давления и температуры претерпевают фазовые превращения, т. е. переходы паровой фазы в жидкую

иобратно. Процессы превращения паровой фазы в жидкую про­ исходят при неизменной температуре не только при увеличении давления в докритической области, по и при уменьшении дав­ ления в определенном диапазоне температур Тк—Ткк (рис. 15). Явления конденсации паровой фазы при неизменном давлении происходят не только при понижении температуры и давлении меньше критического, но и увеличении температуры в интервале изменения давлений рк—рр■Мы имеем дело с явлениями прямой

иобратной (ретроградной) изотермической и изобарной конден­

сации.

В процессах разработки залежи, добычи, транспорта и перера­ ботки углеводородных газов большое значение имеет правильное прогнозирование составов сосуществующих паровой и жидкой фаз, объемов образующихся фаз при различных давлениях и температурах. При определении давления начала конденсации углеводородной смеси в пористой среде, составов сосуществую­ щих равновесных фаз, объемной насыщенности пористой среды жидкой фазой, потерь жидких углеводородов в пласте необходи­ мо знать влияние пористой среды на эти процессы, уметь анали­ тически рассчитывать это влияние, зная геолого-физические параметры пористой среды.

На современном уровне развития науки и вычислительной техники приближенный аналитический расчет диаграмм фазовых соотношений и объемов образовавшихся жидкой и паровой фаэ

смеси Ci—Сб определить по атласу из работы [34] без учета ха­ рактеристического фактора при определении коэффициента фазо­ вого соотношения метана.

80

3.Коэффициент распределения фракции гептан+вышекипя-

Если состав исходной смеси известен до пентана+вышекипящие (С5+), коэффициенты распределения этой фракции следует определять по аналогичным формулам в зависимости от ее моле­ кулярного веса

(Тс, Рс — среднекритические параметры смеси).

Критические параметры фракции С7+ (или Q-r) определяются по номограммам Стендинга и Капа по заданным значениям мо­

81

ная концентрация г-го компонента в исходной газоконденсатной

82

не превышает допустимую, расчеты прекращают. В противном случае расчеты повторяют при новом значении п, пока не будет получено необходимое значение кцз>.

Зная геолого-физические параметры пористой среды (коэффи­ циенты проницаемости и пористости), можно определять струк­

коэффициент, введенный для согласования фактических и вычис­

83

П р и м е ч а н и е . Вычисления на ЭВМ «Наири-2» выполнены студентом В. И. Нифантовым.

Начальное общее число молей смеси

§ 23. Определение минимально необходимой скорости потока газа для полного выноса жидкости с забоя скважины

При уменьшении давления и неизменной температуре в про­ цессе фильтрации газоконденсатных смесей в пласте могут проис­ ходить фазовые превращения. При эксплуатации газовых и газо­ конденсатных скважин скорость газового потока должна быть достаточной для выноса с забоя скважины твердых частиц и ка­ пель жидкости. В противном случае на забое образуются песчано­ глинистые пробки или скапливается столб жидкости, что создает дополнительное сопротивление потоку газа, уменьшает дебит скважин, приводит к пульсациям при работе скважин, изменению фракционного состава газовой и жидкой фаз, поступающих из скважины.

При исследовании скважин с различными скоростями потоков газа (меньше минимально необходимой скорости) получаются противоречивые данные о выходе конденсата в аппаратах, непра­ вильно определяется состав пластовой смеси и, следовательно, потенциальное содержание стабильного конденсата в месторож­ дении, запасы стабильного конденсата, неправильно устанавли­ ваются плановые цифры по его добыче.

Впервые в СССР в 1959 г. А. С. Великовский и В. В. Юшкин предложили определять минимально необходимую скорость (или дебит скважины) по неизменности фракционного состава жид­ кого конденсата, поступающего из скважины. Для этого необхо­ димо проводить специальные исследования скважин с различны­ ми возрастающими по величине дебитами, отбирать пробы жидкой фазы при работе скважины на установившемся режиме, производить их разгонку в лабораторных условиях, определяя

84

скорость, при которой и выше которой фракционный состав прак­ тически не изменяется. Метод надежный, физически обоснован, однако требует значительных затрат времени и сложного лабора­ торного оборудования.

В 1963 г. А. И. Ширковский предложил определять минималь­ но необходимую скорость (дебит) по неизменности изотермы кон­ денсации при различных дебитах или по отсутствию столба жид­ кости в затрубном пространстве на забое скважины [29]. При по­ стоянном составе продукции скважины должна получаться одна и та же изотерма конденсации при неизменных параметрах ра­ боты сепарационного оборудования (скорости потока газовой фа­ зы в сепараторе, давлении и температуре).

Пример 12. Определить минимально необходимый дебит для полного выноса конденсата с забоя скв. 18-А на месторождении Камбей. Данные исследования скважины приведены в табл. 11 и на рис. 16.

между плоскостями замеров давления в затрубном пространстве на устье сква­

и абсолютная температура в °К-

85

Изменяя дебит газа Qr, получаем различные значения затрубного и забой­ ного давления. Решая методом последовательных приближений или графически

определяем дебит, соответствующий h = 0.

Пример 13. Определить минимально необходимый дебит для скв. 18-А на месторождении Камбей. Исходные данные для расчета: 1=1680 м; рк= 0,75 т/м3;

Д= 0,73; 1 = 0,864; f=343 °К.

Измеренные величины давлений, расходов газа и подсчитанные высоты столба конденсата ii по формуле (141) приведены в табл. 12.

выхода конденсата QK/'Qr при одном значении давления, температуры и скорости

86

§ 24. Лабораторное оборудование и методы исследования газоконденсатных смесей

В лаборатории исследуют процессы фазовых превращений углеводородной смеси. При этом соблюдают термодинамическое

изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Таким способом мо­ делируют фазовые превращения в пласте при разработке залежи на истощение.

Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при контактной и дифференциальной конденсации. В первом случае состав газоконденсатной смеси остается постоянным, а давление снижают путем перемещения поршня в камере PVT, т. е. увели­ чением объема камеры. При дифференциальной конденсации газ выпускают из камеры PVT. Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси изменяется, а газовая фаза, отобранная из «пласта» (камеры PVT), направляется во второй сосуд высокого давления — сепаратор. В последнем дав­ ление и температуру поддерживают на уровне промысловых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс промыс­ ловой обработки газа.

Соблюдение только термодинамического подобия, т. е. равен­ ства параметров р и Т в пласте и сепараторе их величинам в лабораторных условиях, позволяет получать приближенные ис­ ходные данные для перспективного планирования добычи и изме­ нения состава добываемых газа и конденсата. В современных лабораторных исследованиях не соблюдаются условия газогидро­ динамического подобия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды па фа­ зовые превращения и отклонение реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое подобие промысловым процессам подготовки газа к транспорту. Эти отличия реальных процессов на место­ рождении от условий лабораторных исследований обусловили использование лабораторных результатов при расчетах разработ­ ки в основном по уравнениям материального баланса.

Сопоставление лабораторных и фактических данных по девя­ ти месторождениям Краснодарского края показало, что добыча конденсата по отдельным месторождениям на 30—40% ниже рас­ считанной по лабораторным данным. Несмотря на это, лабора­ торные исследования являются основным методом прогнозирова­ ния фазовых превращений при разработке и эксплуатации газо­ конденсатных месторождений, так как аналитические (расчет­ ные) методы их прогнозирования менее надежны.

Схема установки УФР-2 показана на рис. 18.

87

§25. Методы исследования газоконденсатных месторождений

ипромысловые установки для их проведения

Исследования газоконденсатных месторождений заключаются в определении фазового и углеводородного составов смеси до начала разработки месторождения, в прогнозировании и контро­ ле за их изменением в процессе разработки и эксплуатации ме­ сторождения в системе пласт — скважина — сепаратор — магист­ ральный газопровод. В Советском Союзе создание и внедрение методов исследований газоконденсатных месторождений отно­

сится к 1952 г.

В соответствии с назначением исследования можно классифи­ цировать следующим образом.

1. Первоначальные исследования разведочных и первых экс­ плуатационных скважин. Особым условием этих работ должно быть проведение полного комплекса исследований на всех без исключения скважинах. Это дает возможность изучить характер изменения газоконденсатной характеристики залежи или место­

88

рождения по площади и разрезу. По составу смеси, отобранной из первой разведочной скважины, уже можно судить о возмож­ ном наличии нефтяной оторочки.

II. Текущие исследования для уточнения запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных при ежегодном планировании и обоснования оптимального режима сепарации применительно к текущему составу газоконденсатной смеси.

III. Специальные исследования с целью изучения фазового и углеводородного составов газоконденсатной смеси в каждом эле­

стикой залежи:

фазовый и углеводородный составы газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода залежи в разработку;

изотерма конденсации при пластовой температуре; содержание конденсата в добываемом газе и составы газа и

конденсата за весь период снижения пластового давления от на­ чального до остаточного;

изотермы сепарации устьевого газа (при t= —15-^20° С и дав­ лениях 20—100 кгс/см2);

физико-химические свойства и составы газа и конденсата, ото­ бранных на устье скважины или из сепаратора;'

фазовое состояние, составы и свойства газа и конденсата в элементах системы скважина — шлейф — сепаратор — газопровод.

Газоконденсатная характеристика используется для:

1 ) подсчета запасов конденсата и компонентов, составляющих газоконденсатную смесь;

2 ) технико-экономического обоснования способа разработки залежи (на истощение или с поддержанием давления) и направ­ ления использования конденсата;

3)проектирования разработки и обустройства промысла;

4)научного обоснования выбора режима сепарации или ре­ жима установок по переработке добываемой газоконденсатной

смеси; 5 ) контроля и наблюдения за разработкой и эксплуатацией

залежи.

Исследования на газоконденсатность проводят комплексно в промысловых и лабораторных условиях. При промысловых ис­ следованиях определяют изотермы сепарации и отбирают пробы газа и конденсата (сосуществующие фазы) на устье скважины,

ления состава и свойств газа и конденсата, состава газоконден­ сатной смеси до начала разработки залежи или добываемой смеси.

89