2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 4

ω = (p… − p* )t*.

После измерения объема выпавшего конденсата Væ смесь перемешивалась до установления равновесного состояния, характеризуемого давлением p* è

объемом жидкой фазы V›.

Результаты опытов сведены в табл. 4.9, из которой видно, что относительный объем конденсата βê, выпавшего в процессе снижения давления, существенно зависит от ω.

Обозначим буквами ν(ω, p) è ν(0, p) среднее по объему бомбы соответственно неравновесное и равновесное содержание конденсата в газе.

Движущей силой диффузии растворенного конденсата к каплям является разность содержаний растворенного конденсата посредине между каплями (равного приблизительно ν) и на поверхности капель [равного νð(p)].

Теоретически изменение ν во времени пропорционально движущей силе:

Размерность величины n должна быть пропорциональна отношению коэффициента диффузии D к квадрату расстояния между каплями r:

Ограничившись получением менее точных результатов, примем, что величина n постоянна.

Согласно исследованиям профессора К.В. Покровского,

В частном случае, при ω = 0 или при n равном бесконечности, формула (4.17) вырождается в формулу (4.10) для равновесного содержания конденсата. В другом частном случае, при ω равном бесконечности или n = 0, из (4.17) получим

Формула (4.18) говорит о том, что при бесконечно большой скорости снижения давления содержание конденсата остается равным начальному.

Для определения объема жидкой фазы, осаждающейся в бомбе, составим уравнение материального баланса конденсата

ãäå Vã — объем стабилизированного газа в газовой фазе; β — объем жидкой фазы; a(ω, p) — объемный коэффициент конденсата.

В дальнейшем будем приближенно полагать, что a = a(p),

Для упрощения примем

Здесь z(p) — коэффициент сжимаемости газовой среды; f(p) — коэффициент увеличения объема газа из-за растворения в нем конденсата.

Тогда из (4.19) с учетом (4.17) можно получить

Возьмем интеграл уравнения (4.22) с пределами: для левой части — от 0 до β/a, для правой части — от pí äî p:

β(ω,a)a (p) = −(AT0 )(Tp0 ){(p…2 − ð2 )2 +

ãäå τ = τê,

β* à (ð* ) = (AT0 )(p0T){(p…2 − ð2 )/2 +

385

Из (4.27) после использования (4.16), (4.10), (4.24) и (4.25) получим

β*2 = βp* ((a (p* ))(a (p* ))){1 − (2(1 + α)τ* ) (1−α)(1 − ((1 − å−τ* )/τ* )−

ãäå α* = p* :ðí; γ = ð1:ðí.

Рассчитанные значения β*2 приведены в табл. 4.11 и нанесены на рис. 4.5 (кривая 2). В расчете принято: β*2 = 0,054; n = 1,724 1/÷; p1 = 10,0 ÌÏà; a( p* ) = a(pê). Значения pê, брали из табл. 4.11.

В этой же таблице приведены данные о фактическом накоплении жидкой фазыβ* . Совпадение β*! ñ β* вполне удовлетворительное.

Следует иметь в виду, что изучавшейся в опытах процесс происходил в условиях медленного течения газоконденсата в бомбе, и полученное значение величины n = 1,724 1/ч может характеризовать сравнительно медленное движение газоконденсата в пласте (да и то приблизительно, поскольку в опытах отсутствовала пористая среда). В скважине же процессы диффузии растворенного в газе конденсата и коагуляции капель происходят гораздо быстрее и величина n будет другой.

Теперь рассмотрим вопрос о возможности неравновесности в пласте. Скорость изменения давления в пласте можно представить как сумму

Первый член этой суммы обычно ничтожен по сравнению со вторым и им можно пренебречь. Ограничиваясь случаем изотермического течения газа по закону Дарси, для призабойной зоны плоскорадиального пласта будем иметь

ãäå Q(t) дебит скважины; pñ(t) — забойное давление; R — расстояние от центра скважины. Рассмотрим следующий пример. Пусть µ = 0,03 мПа с; k = 10 ìêì2; m = 0,01; Rñ = 5 ñì; zf = 1, h = 3 103 ñì; T = 363 Ê; T0 = 293 Ê; pñ = 20,0 ÌÏà; Q = 5 106 ñì3/с. Результаты расчета приведены в табл. 4.12.

Сопоставляя значения ω в табл. 4.12 с теми, которые в наших опытах приводили к существованию равновесной конденсации. Существующую неравновесность содержания конденсата в газе и конденсации можно ожидать только в призабойной зоне радиусом в несколько метров. Поскольку на эту зону приходится доля фильтрационных сопротивлений течению газоконденсата, расчеты выпадения жидкой фазы в этой зоне должны учитывать термодинамическую неравновесность процесса.

4.5. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ

Исследование месторождений на газоконденсатность проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения.

Âцелом исследования на газоконденсатность делятся на первичные и текущие.

Âобоих случаях эти исследования делятся на промысловые и лабораторные,

при которых изучают:

состав пластового и добываемого газов по толщине и по площади залежи и их изменения в процессе разработки;

физико-химические свойства газа и конденсата; фазовое состояние газоконденсатной смеси.

Параметры газоконденсатной системы попределяют несколькими методами. Наиболее широкое распространение получила методика исследования скважин на газоконденсатность, разработанная ВНИИГазом и рекомендованная в качестве инструкции. Эта методика позволяет изучать газоконденсатную характеристику залежи на разведочных площадях и осуществлять контроль за ней на разрабатываемых месторождениях. Однако разработанные до настоящего времени методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами, обусловливающими значительные де-

388

прессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные условия выноса жидкости из забоя.

Наличие в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообразования создает трудности при определении газоконденсатной характеристики. Наличие ингибиторов снижает достоверность полученной информации о газоконденсатной характеристике залежи.

Необходимость сокращения продолжительности исследования на газоконденсатность с целью охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, а также средств на исследовательские работы требуют пересмотра существующих технологий и техники для изучения газоконденсатной характеристики месторождения. Эти условия явились причиной возникновения ряда методов оценки текущей газоконденсатной характеристики разрабатываемых месторождений.

В настоящее время промышленностью не выпускаются установки для исследования скважин на газоконденсатность путем разделения фаз всего потока. Поэтому промысловые исследования скважин на газоконденсатность проводятся с помощью:

сепараторов, изготовленных самими предприятиями, занимающимися разведкой или разработкой данного газоконденсатного месторождения. В большинстве случаев эти сепараторы не отвечают требованиям, предъявляемым к ним для определения газоконденсатной характеристики залежи;

контрольных сепараторов, входящих в комплект установок комплексной подготовки газа на промыслах. На стадии разведки использование контрольных сепараторов исключается, так как на этой стадии отсутствуют УКПГ;

малогабаритных сепарационных установок типов «Конденсат-2», НТ ПКП-5(8) и т.д. Эти установки используют весьма незначительную часть потока, и если поток неоднороден, то получаемые параметры газоконденсатной смеси могут существенно отличаться от истинных значений этих параметров;

передвижных установок типа «Порта-Тест». Эти установки имеют достаточно широкий диапазон изменения по производительности, давлению и температуре и предназначены для газоконденсатных исследований в коррозийной и антикоррозийной средах с подогревом всего потока газа.

Все методы исследования на газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Оценивать газоконденсатную характеристику залежей на стадии разведки при низких коллекторских свойствах пласта целесообразно с использованием методики исследования разведочных скважин, в которых минимально допустимый дебит достигается только при депрессиях выше допустимых. Исследования на газоконденсатность скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, следует проводить одновременно с газогидродинамическими исследованиями при стационарных (квазистационарных) режимах фильтрации в процессе прямого хода, т.е. в процессе увеличения дебита от режима к режиму. Газоконденсатные исследования на обратном ходе нецелесообразны, если газ содержит значительное количество конденсата, так как на последних режимах прямого хода продуктивная характеристика пласта может резко ухудшаться. При исследовании низкодебитных скважин конденсатогазовый фактор должен определяться на 4ч5 режимах работы скважины с дебитами, большими, чем минимально допустимый дебит для этой скважины. На каждом из этих режимов отбирается проба отсепарированного газа и сырого конденсата. Для каждого режима работы скважины расчитывают состав газа, поступающего из скважины. Затем строят

389

график зависимости компонентов газа от депрессии на пласт. Полученную зависимость экстраполируют до пересечения с осью, параллельной оси ординат, восстановленной из значения допустимой депрессии. За истинную концентрацию данного компонента в пластовом газе принимают величину, получаемую при пересечении кривой Ñ упомянутой оси. Сумма всех компонентов пластового газа должна равняться 100 %. Для каждого комплекта проб рассчитывается потенциальное содержание С5Í12+ в добываемом газе. При этом используют конденсатогазовый фактор, замеренный на данном режиме работы скважины. Истинное значение С5Í12+ в газе определяют аналогично тому, как определяют компоненты газа.

ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ В УСЛОВИЯХ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ И КОРРОЗИИ

Перечисленные выше методы исследования на газоконденсатность не предусматривают возможность образования гидратов и коррозии, следовательно, и применение антигидратных, антикоррозионных или комплексных ингибиторов. Наличие ингибиторов в потоке газоконденсатной смеси значительно затрудняет получение качественной ее характеристики в зависимости от свойств и количества ингибитора в потоке. Применение комплексных и антикоррозийных ингибиторов осложняет определение газоконденсатной характеристики и в некоторых случаях, в зависимости от давления, температуры и скорости потока, способствует образованию достаточно устойчивых эмульсий. Смешиваясь на пути движения газа в сепараторе, вода и конденсат с эмульгатором, которым являются ингибиторы коррозии, образуют эмульсию. Наличие парафина в конденсате существенно повышает устойчивость эмульсий к разрушению.

Стандартные методы исследования на газоконденсатность не предусматривают возможность образования гидратов и коррозии, следовательно, и применения антигидратных и антикоррозионных или комплексных ингибиторов.

Наличие ингибиторов в потоке газоконденсатной смеси значительно затрудняет получение качественной ее характеристики в зависимости от свойств, состава и количества ингибитора в потоке. Применение комплексных и антикоррозионных ингибиторов осложняет определение газоконденсатной характеристики и в ряде случаев в зависимости от давления, температуры и скорости потока способствуют образованию устойчивых эмульсий. Наличие парафина в конденсате существенно повышает устойчивость эмульсий к разделению.

ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С ДЛИТЕЛЬНОЙ СТАБИЛИЗАЦИЕЙ ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

Исследование на газоконденсатность низкопродуктивных газоконденсатных залежей характеризуется следующими факторами:

длительной стабилизацией (иногда до 30 дней) давления и дебита, вместо нескольких часов, предусмотренных действующей инструкцией. В соответствии

390

с законом об охране окружающей среды продолжительность продувки скважины, необходимой для полной стабилизации давления и дебита, должна быть сокращена до минимума. Необходима оценка влияния неполноты стабилизации давления и дебита на результаты исследования. Следует считать целесообразным в пределах допустимой точности, принятых при подсчете запасов газа и конденсата, определение газоконденсатной характеристики, не дожидаясь полной стабилизации давления и дебита;

создаваемой депрессией на пласт, значительно превышающей максимально допустимую депрессию (в пределах 10ч20 %) пластового давления, предусмотренную инструкцией;

отсутствием условий для выноса потоком газа выпавшего в призабойной зоне конденсата на поверхность, вследствие низкой продуктивности скважины.

При длительной стабилизации давления и дебита качественное исследование на газоконденсатность желательно проводить после ввода скважины в эксплуатацию. Первичные данные о содержании конденсата можно полу- чить с небольшой погрешностью и при неполной стабилизации дебита скважины.

Наличие низкопродуктивных коллекторов в залежи, как правило, обусловливает значительные депрессии на пласт. Увеличение депрессии на пласт приводит к выпадению конденсата в зоне с глубокой депрессионной воронкой большого радиуса. Поэтому состав добываемого конденсата может оказаться переменным в течение длительного времени. Постоянство фракционного состава выходящего конденсата — один из основных показателей достоверности получаемых результатов при исследовании на газоконденсатность в случае больших депрессий на пласт. Отсутствие условий выноса выпавшего на забое конденсата может существенно влиять на качество получаемой газоконденсатной характеристики залежи. Для обеспечения достоверных результатов при исследовании на газоконденсатность низкопродуктивных скважин, в которых возможно накопление выпавшего на забое конденсата, необходимо учесть конструкцию скважины и, если требуется, изменить ее, а также предусмотреть возможность использования физических или химических методов подъема с забоя выпавшего конденсата, таких как газлифт (с известным составом и количеством закачиваемого газа), плунжерный лифт, ПАВ и др. В зависимости от стадии освоения месторождения и характеристики пластового давления газоконденсатной системы применяют различные методы исследования на газоконденсатность.

В период разведки месторождения при подготовке исходных данных для подсчетов запасов газа и конденсата используют методику одноступенчатого разделения.

В процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения для получения данных, необходимых для проектирования разработки и обустройства месторождения, применяют методику двухступенчатой сепарации газа.

Если пластовая газоконденсатная система недонасыщена при рабочих устьевых давлениях и температурах, то применяют методику трехступенчатой сепарации газа.

Промысловые исследования на газоконденсатность проводят, как правило, на одной из высокодебитных скважин. При наличии нефтяной оторочки промышленного значения для исследования на газоконденсатность выбирают три скважины, расположенные в своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке. Если месторождение с большим этажом газоносности

391

(более 300 м), то выбирают по одной исследовательской скважине на каждые 300 м разреза.

Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата. При исследовании на газоконденсатность скважину необходимо эксплуатировать с дебитом газа, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. При минимально допустимом дебите газа скорость потока должна быть не менее 4 м/с. Скважину следует эксплуатировать по фонтанным трубам, так как при этом меньше минимально допустимый дебит газа, следовательно, и минимальная допустимая депрессия на пласт. Причем, фонтанные трубы, по которым поток газа движется к устью, должны быть спущены до подошвы исследуемого объекта. В противном случае вынос конденсата может не обеспечиваться за счет увеличения проходного се- чения ниже башмака фонтанных труб.

Необходимым условием для выноса жидких и твердых примесей является скорость потока, определяемая формулой:

ãäå Qì — дебит газа, тыс. м3/ñóò; z — коэффициенты сверхсжимаемости газа; Ò — температура газа в рассматриваемом сечении, К; p — давление на этом се- чении, МПа; D — диаметр сечения, м.

При ступенчатой конструкции фонтанных труб требуемую скорость следует обеспечить ниже башмака в зоне притока газа внутри обсадных колонн, у башмака фонтанных труб, а также на сечении, где диаметр переходит от меньшего к большему. Перед началом исследований на газоконденсатность скважина должна работать до стабилизации режима при депрессии, не превышающей 15—20 % пластового давления. При возможности, в зависимости от продуктивной характеристики месторождения и скважины нужно стремиться к проведению конденсатных исследований при минимальной депрессии на пласт. Для всех газоконденсатных залежей, пластовый газ которых насыщен углеводородом С5Í12+, допустимая депрессия при исследовании разведочных скважин ограни- чена 10 % от пластового давления. Допустимая депрессия на пласт при исследовании разведочных скважин на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением может достигать 20 %. На практике в ряде случаев допустимая депрессия на залежах с аномально высоким пластовым давлением значительно превышает 20 % от величины пластового давления. Допустимая депрессия для всех недонасыщенных залежей оценивается 15ч20 %. Недонасыщенность систем устанавливается после первых же исследований на газоконденсатность.

Если пластовая система насыщена углеводородами С5Í12+, но плотность стабильного конденсата и его молекулярная масса невелики (в пределах ρê ≤ ≤ 700 êã/ì3 è Ìê ≤ 100 кг/моль), то разведочные скважины могут быть исследованы на газоконденсатность с депрессией до 15 % от величины пластового давления.

Эксплуатационные скважины с большим содержанием С5Í12+ (Qê ≥ ≥ 500 10–3 êã/ì3), работающие с депрессией свыше 15 % от pïë перед замером конденсатогазового фактора и отбором проб, должны эксплуатироваться с постоянным дебитом не менее 30 дней, а при содержании С5Í12+, равном (200ч500) 10–3 êã/ì3 – не менее 15 дней. Эти условия относятся к скважинам с рабочим забойным давлением на 10 % и более ниже давления начала конденса-

392

ции. Требуемые выше условия по продолжительности работы скважин связаны c процессом выпадения, накопления и частичного выноса конденсата в призабойной зоне в результате образования депрессионной воронки и незначительного снижения температуры пласта в этой зоне.

Установлено, что процесс выпадения, накопления и частичного установившегося выноса конденсата зависит от содержания конденсата в газе, емкостных и фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне, от вели- чины депрессии на пласт и т.д. Продолжительность процесса для различ- ных газоконденсатных месторождений колеблется от нескольких дней до двух лет. Однако все основные изменения происходят за сравнительно короткий промежуток времени. Увеличение депрессии на пласт не только углубляет размеры депрессионной воронки, что приводит к увеличению продолжительности стабилизации выхода конденсата, но и ухудшает фильтрационные свойства призабойной зоны. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны отрицательно влияет на качество газоконденсатных исследований скважин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНДЕНСАТА ЗАЛЕЖЕЙ С СОДЕРЖАНИЕМ С5Н12 МЕНЕЕ 30 10–3 кг/м3

При содержании С5Í12 в пластовом газе менее 30 10–3 êã/ì3 газа коэффициент извлечения конденсата αê определяется из зависимости между αê и фракционным составом конденсата, показанной на рис. 4.6. При этом значе- ние коэффициента извлечения конденсата αê соответствует 90%-ному выкипанию.

Рис. 4.6. Зависимость коэффициента из-

влечения конденсата от температуры его кипения

Пр и мер. Известен фракционный состав конденсата: начало кипения 314 К; 10%-ная выкипаемость 340 К; 50%-ная выкипаемость 400 К; 90%-ная выкипаемость 533 К. Конец кипения 574 К и отогнано 99,5 % (по объему). Исходя из выкипаемости 90 % соответствующей 33 К, количество выпавшего конденсата (см. рис. 4.6) при ðïë = 0,1 МПа будет 12,5 %. Тогда коэффициент извлечения

αê = 1 — 0,125 = 0,875.

393