7.10.3. Обоснование величины коэффициента конденсатоизвлечения
Для определения фазового состояния природных газоконденсатных систем при начальных пластовых условиях, а также оценки характеристик фазовых превращений в процессе изменения этих условий, в лабораторных условиях моделировался процесс разработки залежи на истощение методом дифференциальной конденсации рекомбинированных проб продукции скважин.
Эксперименты проводились с использованием камеры высокого давления (PVT), в ООО МНП «ГЕОДАТА» - на лабораторной установке фирмыCHANDLERENGINEERING, модель 2370-3000 –G.
В качестве моделей пластового газа использовались пробы газа сепарации и насыщенного конденсата, рекомбинированные в соответствии с промысловым конденсатным фактором (см3/м3).
Разработка залежи на истощение моделировалась последовательным, ступенчатым выпуском газовой фазы из камеры PVTпри сохранении равновесных условий существования исследуемой углеводородной смеси. Методика экспериментальных исследований является стандартной и изложена в «Инструкции…»[7].
При начальных пластовых термобарических условиях определялось начальное фазовое состояние изучаемой углеводородной смеси. Затем, в процессе выпуска газа, определялось давление начала конденсации смеси и измерялось количество выделившейся жидкой фазы. Выделившаяся в бомбе PVTжидкость отождествлялась с количеством конденсата, выпадающего в пласте. При полном истощении пластовой энергии (стандартные условия) определялось суммарное количество выделившейся стабильной жидкости, и вычислялся коэффициент извлечения конденсата. В связи с тем, что суммарная потеря конденсата рассчитывалась на 1 м3 сепарированного газа, при расчете коэффициентов извлечения использовалась величина потенциального содержания конденсатообразующих компонентов в пластовом газе отнесенная к этому же объему отсепарированного газа.
Коэффициент конденсатоизвлечения определялся по формуле:
=(П-п)/п
где: П – начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3;
п – потери стабильного конденсата в пласте, при стандартных условиях, г/м3.
Результаты лабораторных определений потерь конденсата приведены в таблице 7.10.5 и на рисунке 7.10.1.
Пласт Ач60-2. Термодинамические исследования проведены с рекомбинированной пробой продукции скважины № 100. Учитывая то, что анализируемая проба характеризует смесь пластовых флюидов, поступивших из разных пластов (Ач52-3 и Ач60-2), а также неоднозначность промысловых исследований, результаты изучения специфики фазовых превращений и полученную при этом оценку КИК (0,584) достоверными признать нельзя.
Моделирование разработки залежи на полное истощение проводилось в бомбе PVT-соотношений так же на рекомбинированной пробе газа сепарации и насыщенного конденсата продукции скважины 101. Оцененная величина КИК составила 0,754, что является явно завышенным результатом. Учитывая некондиционность анализируемой пробы (о чем было сказано выше), для подсчета извлекаемых запасов жидких углеводородов рекомендуется значение КИК принять по аналогии с пластом Ач52-3, а именно 0,500 [14].
Принятый к подсчету запасов коэффициент конденсатоизвлечения приведен в таблице 7.10.2.