Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов c5+b в пластовом газе газоконденсатной скважины

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин и может быть использовано при определении содержания углеводородов (далее - УВ) С_5+в в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин. Предложен экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов C_5+в в пластовом газе газоконденсатной скважины, согласно которому вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора КГФ (см³/м³). Определяют значение коэффициента усадки конденсата газового нестабильного k_ус с помощью объема контейнера пробоотборника V_к (см³) и объема дегазированного конденсата из контейнера пробоотборника V_дгк (см³). Определяют содержание дегазированного конденсата K_дгк (см³/м³). Определяют содержание УВ C_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³), используя диаграмму зависимости содержания УВ С_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³) от температуры сепарации t_c (°С), определенную экспериментальным путем в процессе проведенных ранее исследований, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации t_c (°С), а по оси ординат - значения содержания УВ C_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³). Точки наносят на график и аппроксимируют полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации, и горизонтальной проекцией определяют значение УВ C_5+в в газе сепарации, после чего вычисляют содержание УВ С_5+в в пластовом газе K_пгэ (г/м³). Технический результат - повышение достоверности получаемых данных о содержании УВ C_5+в в пластовом газе путем осуществления оперативного контроля с целью оценки текущей газоконденсатной характеристики в процессе выполнения промысловых исследований. 2 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин, в частности к экспресс-определению содержания углеводородов (далее - УВ) С_5+в в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин.

Из области техники 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 источнике «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». Под редакцией В.И. Маринина, Д.В. Люгая, З.С. Алиева, Москва, ОАО «Газпром» 2010 г.). Согласно этому способу пластовый газ из газоконденсатной скважины поступает в сепаратор, где преимущественно при давлении максимальной конденсации 4,0-6,0 МПа отделяется углеводородная жидкость-конденсат, далее замеряют дебиты газа и конденсата, отбирают их представительные пробы, осуществляют обработку промысловых результатов, проводят физико-химические исследования проб пластовых флюидов, затем производят расчет состава пластового газа и содержания конденсата в нем.

Недостатком данного способа является привлечение сложного комплекса лабораторных и аналитических исследований флюидов, отбираемых в процессе проведения промысловых работ. Выполнение этого комплекса работ требует продолжительного времени и значительных трудозатрат.

Известен способ определения содержания конденсата в пластовом газе через вскрывшую газоконденсатный пласт скважину. При этом замеряют градиент давления пластового газа в продуктивном пласте скважины и отбирают глубинную пробу пластового газа из этого продуктивного пласта, определяют плотность пластового газа по градиенту давления и его массу в отобранной пробе по объему пробоотборника, обрабатывают глубинную пробу для выделения из нее газовых компонентов, по полученным данным обработки устанавливают массу газовых компонентов в отобранной пробе и по разнице масс, отнесенных на объем газовых компонентов, судят о содержании конденсата в пластовом газе. Для определения состава пластового газа при полученном содержании конденсата измеряют плотность и молекулярную массу полученного в процессе обработки глубинной пробы конденсата, а также для отбора глубинной пробы пластового газа из продуктивного пласта скважины используют глубинный пробоотборник (см. патент РФ №2455627, G01N 7/00, G01N 9/26, Е21В 49/08 опубл. 10.07.2012).

Недостатками способа является то, что с целью обеспечения достоверного замера плотности флюида в стволе скважины необходимо применять глубинные манометры-термометры высокой точности, а также определение содержания УВ C_5+в в пластовом газе необходимо осуществлять с привлечением комплекса лабораторных исследований.

С позиции экспресс-определения содержания УВ C_5+в можно выделить графоаналитический способ. При таком подходе по номограмме для определения потенциального содержания конденсата газового стабильного в пластовом газе находят значение при определенном диапазоне содержания ароматических углеводородов (см. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. - М.: Недра, 1995).

Недостатком способа является необходимость определения группового углеводородного состава, термобарических условий нахождения залежи, степени насыщенности залежи УВ С_5+в, наличие неуглеводородных компонентов, а значит, проведение лабораторных исследований.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности получаемых данных о содержании УВ С_5+в в пластовом газе путем осуществления оперативного контроля с целью оценки текущей газоконденсатной характеристики в процессе выполнения промысловых исследований.

Задачей изобретения является создание способа определения содержания УВ C_5+в в пластовом газе, не требующего применения дополнительных физико-химических исследований, а также обеспечивающего более высокую точность и надежность результатов проводимых исследований в газоконденсатных скважинах за счет оперативного контроля содержания УВ С_5+в в пластовом газе.

Поставленная задача в экспресс-способе определения текущего содержания УВ C_5+в в пластовом газе газоконденсатной скважины, включающем проведение газоконденсатных исследований с контролем устьевых параметров работы скважины, определением дебита конденсата газового нестабильного (далее - КГН) Q_кгн (м³/сут), дебита газа сепарации Q_гс (тыс.м³/сут), давления р_с (МПа) и температуры сепарации t_c (°C), плотности дегазированного конденсата (далее - ДГК) при стандартных условиях ρ_дгк (г/см³), затем вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора КГФ (см³/м³), как:

затем определяют значение коэффициента усадки КГН с помощью объема контейнера пробоотборника V_к (см³) и объема ДГК из контейнера пробоотборника V_дгк (см³) как:

на следующем этапе определяют содержание ДГК К_дгк (см³/м³) как:

K_дгк=КГФ·k_ус.

Для определения содержания УВ С_5+в в газе сепарации К_гс (г/м³) используют диаграмму зависимости содержания УВ С_5+в в газе сепарации К_гс (г/м³) от температуры сепарации t_c (°C), определенную экспериментальным путем в процессе проведенных ранее исследований, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации t_c (°C), а по оси ординат - значения содержания УВ С_5+в в газе сепарации К_гс (г/м), точки наносят на график и аппроксимируют, в данном случае полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации, и горизонтальной проекцией определяют значение УВ C_5+в в газе сепарации. По известным значениям содержания дегазированного конденсата К_дгк (см³/м³), плотности ДГК при стандартных условиях ρ_дгк (г/см³), содержания УВ С_5+в в газе сепарации K_к (г/м³) вычисляют содержание УВ C_5+в в пластовом газе экспресс-способом К_пгэ (г/м³) как:

K_пгэ=K_дгк·ρ_дгк·K_гс;

используя прогнозную зависимость изменения содержания УВ C_5+в в пластовом газе от пластового давления, полученную экспериментально на начальном этапе разработки месторождения по значению К_пгн (г/м³), по оси ординат откладывают значение содержания конденсата в пластовом газе (г/м³), а по оси абсцисс - значение пластового давления р_пл (МПа). Полученное значение K_пгн (г/м³) должно находиться в области прогнозируемого значения K_пгн (г/м³). На основе полученных данных о содержании УВ С_5+в оперативно принимают решение о продолжительности дальнейших исследований или, в случае необходимости, об отборе дополнительных проб для pVT-исследований.

Предлагаемый способ направлен на экспресс-определение содержания УВ С_5+в в пластовом газе непосредственно при проведении промысловых работ газоконденсатных исследований эксплуатационных скважин, т.е. не нуждается в проведении сложного комплекса физико-химических исследований флюидов и отличается тем, что на первоначальном этапе проведения промысловых работ достаточно определить плотность ДГК при стандартных условиях (ρ_дгк) и оценить степень уноса УВ С_5+в с газом сепарации.

При выполнении промысловых исследований определяют дебит КГН (Q_кгн), дебит газа сепарации (Q_гc), вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора (КГФ), определяют значение коэффициента усадки КГН (k_ус) и плотность ДГК при стандартных условиях (ρ_дгк),

оценивают степень уноса УВ C_5+в с газом сепарации. На основе этих данных рассчитывают содержание УВ C_5+в в пластовом газе. Многочисленными исследованиями установлено, что с повышением температуры сепарации возрастает капельный механический унос УВ С_5+в с газом сепарации, и в основном эти потери в большей степени зависят от температуры, нежели от давления.

Авторами предложен способ определения содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гсэ) при помощи графиков зависимости содержания УВ C_5+в в газе сепарации (К_гс) от температуры сепарации (t_c). По полученным результатам проведенных текущих либо специальных исследований строят график и для текущего значения температуры подбирают значение содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс).

Диаграмму зависимости содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс) от температуры сепарации (t_c) строят экспериментальным путем следующим образом: на нескольких режимах работы скважины через сепаратор при различных значениях температуры сепарации (t_c) от меньшего к большему или наоборот, а также при различных значениях температуры сепарации фиксируют значения содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс), определяют содержание УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс), которое возможно при помощи малогабаритной тест-сепарационной установки, либо отбирая газ сепарации в контейнеры после каждого режима для последующего физико-химического анализа.

Заявленное изобретение поясняется с помощью фиг. 1, фиг. 2.

Фиг. 1 представляет собой диаграмму зависимости содержания УВ C_5+в в газе сепарации от температуры сепарации.

Фиг. 2 представляет собой прогнозную зависимость изменения содержания УВ C_5+в в пластовом газе от пластового давления.

Ниже подробно представлено осуществление изобретения, подтвержденное примерами.

Содержание УВ С_5+в в пластовом газе (К_пгэ) определяют из двух слагаемых: содержания дегазированного конденсата (К_дгк) с учетом плотности дегазированного конденсата (ρ_дгк), замеренной при выполнении ПСИ, и содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс).

Определяют дебит газа сепарации Q_гc (м³/сут), дебит КГН Q_кгн (м³/сут).

На основе этих данных вычисляют промысловый конденсатогазовый фактор по следующей формуле:

где КГФ - промысловый конденсатогазовый фактор, (см³/м³);

Q_кгн - дебит КГН, (м³/сут);

Q_гс - дебит газа сепарации, (тыс.м³/сут).

Определяют значение коэффициента усадки КГН (k_ус) с помощью цилиндра фиксированного объема 100 см по ГОСТ 1770-74 при известном объеме контейнера пробоотборника V_к (см³) и приведенном к стандартным условиям количестве ДГК из пробоотборника V_дгк (см³).

Определяют значение коэффициента усадки КГН по следующей формуле:

где k_ус - коэффициент усадки КГН;

V_дгк - объем ДГК из контейнера пробоотборника, см³;

V_к - объем контейнера пробоотборника, см³.

Определяют содержание ДГК по следующей формуле:

где К_дгк - содержание ДГК (см³/м³);

КГФ - промысловый конденсатогазовый фактор, (см³/м³); k_ус - коэффициент усадки КГН.

Для определения содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс) строят диаграмму зависимости содержания УВ C_5+в в газе сепарации от температуры сепарации, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации (t_c), а по оси ординат - значение содержания УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс) (фиг. 1), определенное экспериментальным путем в процессе исследований. Точки наносят на график и аппроксимируют, в данном случае, полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации и горизонтальной проекцией определяют искомое значение (K_гс).

Искомое содержание УВ C_5+в в пластовом газе (К_пгэ) вычисляют, зная КГФ, замеренный на промысле по сепаратору, плотность дегазированного конденсата (ρ_дгк), коэффициент усадки КГН (к_ус) и содержание УВ С_5+в в газе сепарации (К_гс), г/м³, по формуле:

где - содержание УВ С_5+в в пластовом газе, г/м³;

ρ_дгк - плотность ДГК при стандартных условиях, г/м³;

К_дгк - содержание ДГК (см³/м³);

К_гс - содержание УВ C_5+в в газе сепарации, г/м³.

Используя прогнозную зависимость, полученное значение (К_пгэ) наносят на график (фиг. 2). Таким образом осуществляется оперативный контроль изменения содержания УВ С_5+в в пластовом газе от пластового давления.

Пример апробации способа представлен исследованием одного из месторождений Тимано-Печорской провинции.

Пример 1

Определение содержания УВ C_5+в в пластовом газе предлагаемым способом осуществляется следующим образом.

При выполнении промысловых исследований скважины определяют дебит газа сепарации Q_гс=77,6 тыс.м³/сут, замеряют дебит КГН Q_кгн=9,84 м³/сут, вычисляют промысловый КГФ согласно формуле (1):

Определяют значение коэффициента усадки КГН (k_ус) с помощью цилиндра фиксированного объема 100 см³ по ГОСТ 1770-74. При известном объеме пробоотборника V_к=93 см³ и приведенном к стандартным условиям количестве ДГК из пробоотборника V_дгс=73 см³ определяют значение коэффициента усадки КГН по формуле (2):

Определяют содержание ДГК по формуле (3):

К_дгк=КГФ·k_ус=126,8·0,7849=99,5 (см³/м³).

Плотность ДГК при стандартных условиях определяют с помощью ареометра ρ_дгк=0,69 г/см³.

Для рассматриваемого примера искомая температура сепарации (t_c) составила 1°C. Согласно диаграмме зависимости содержания УВ C_5+в в газе сепарации от температуры сепарации (фиг. 1) значение содержания УВ C_5+в в газе сепарации К_гс=12,1 г/м³.

На основе всех полученных результатов на промысле рассчитывают содержание УВ C_5+в в пластовом газе по формуле (4).

К_пгэ=К_дгк·ρ·_дгк+K_гс=99,5·0,6900+12,1=80,8 (г/м³).

Фактическое же содержание УВ C_5+в в пластовом газе, полученное на основании отобранных сепараторных проб в процессе проведения промысловых исследований и после проведения лабораторных исследований, составило 76,5 г/м³. В данном случае значение расхождения экспресс-способом в сравнении с полномасштабными исследованиями составило 5,5%.

Пример 2

Скважина характеризуется следующими параметрами: Q_гс=25,08 тыс.м³/сут, Q_кгн=5,02 м³/сут, замеренная в процессе проведения работ плотность ДГК при стандартных условиях ρ_дгк=0,726 г/см³, коэффициент усадки k_ус=0,926.

Вычисляют промысловый КГФ согласно формуле (1):

Определяют содержание дегазированного конденсата по формуле (3):

К_дгк=КГФ·k_ус=200,2·0,926=185,4 (см³/м³).

Для рассматриваемого примера искомая температура сепарации составила 0°C. Согласно диаграмме зависимости содержания УВ C_5+в в газе сепарации от температуры сепарации (фиг. 1) содержание УВ С_5+в в газе сепарации К_гс соответствует значению 11,6 г/м³.

Рассчитывают содержание УВ С_5+в в пластовом газе по формуле (4):

К_пгэ=К_дгк·ρ_дгк+К_гс=185,4·0,726+11,6=146,2 (г/м³).

Фактическое же содержание конденсата в пластовом газе, полученное на основании отобранных сепараторных проб в процессе проведения промысловых исследований и после проведения лабораторных исследований, составило 144,6 г/м³. В данном случае значение расхождения экспресс-способом в сравнении с полномасштабными исследованиями составило 1%.

График прогнозной зависимости, отражающий изменение содержания УВ C_5+в в добываемом газе, от пластового давления для одного из месторождений Тимано-Печорской провинции приведен на фиг. 2, где представлены результаты расчетов с привлечением стандартного расширенного комплекса в сравнении с экспресс-способом. Среднее значение расхождения для ряда исследуемых скважин в сравнении с расширенным способом составило 3%. Апробация способа на газоконденсатных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в целом позволяет говорить о положительных результатах применения предлагаемого экспресс-способа определения содержания УВ C_5+в в пластовом газе при проведении ГКИ эксплуатационных скважин в ходе промысловых работ.

Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов C_5+в в пластовом газе газоконденсатной скважины, включающий проведение газоконденсатных исследований с контролем устьевых параметров работы скважины, определение дебита конденсата газового нестабильного Q_кгн (м³/сут), дебита газа сепарации Q_гс (тыс. м³/сут), давления р_с (МПа) и температуры сепарации t_c (°С), плотности дегазированного конденсата при стандартных условиях ρ_дгк (г/см³), отличающийся тем, что вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора КГФ (см³/м³) как:

определяют значение коэффициента усадки конденсата газового нестабильного k_ус с помощью объема контейнера пробоотборника V_к (см³) и объема дегазированного конденсата из контейнера пробоотборника V_дгк (см³) как:

определяют содержание дегазированного конденсата K_дгк (см³/м³) как:

определяют содержание УВ C_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³), используя диаграмму зависимости содержания УВ С_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³) от температуры сепарации t_c (°С), определенную экспериментальным путем в процессе проведенных ранее исследований, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации t_c (°С), а по оси ординат - значения содержания УВ C_5+в в газе сепарации K_гс (г/м³), точки наносят на график и аппроксимируют полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации, и горизонтальной проекцией определяют значение УВ C_5+в в газе сепарации, после чего вычисляют содержание УВ С_5+в в пластовом газе K_пгэ (г/м³) экспресс-способом как: