Исследование фазового состояния газоконденсатной смеси в системе "скважина-пласт"

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Исследование фазового состояния газоконденсатной смеси в системе «скважина-пласт»

Научный руководитель

Семенякин В.С

При разработке газоконденсатных месторождений основной проблемой является повышение газоконденсатоотдачи пласта, требующее знаний процесса изменения компонентного состава пластового газа при разработке залежи на режиме истощения. По мере снижения пластового давления из пластового газа выделяется ретроградный конденсат, приводящий к его накоплению в скважине и призабойной зоне пласта, снижая газоотдачу. В этой связи изучают поведение пластового газа в бомбе PVT обычно используя пластовый газ, отобранный на забое первых разведочных скважин или составляют рекомбинированные пробы газа, отобранного на сепарационной установке. В последнем случае достоверность полученных результатов при построении диаграмм фазового равновесия невелика, что снижает их ценность.

Предложен метод оценки распределения фаз в системе «скважина - пласт», позволяющей установить закономерности распределения плотности и газосодержания в широком диапазоне изменения термобарических условий.

Существующие методы исследования пластового газа для построения диаграмм фазового состояния и определения давления начала конденсации на АГКМ основаны на проведении исследований на установке PVT рекомбинированной пробы газа, отобранного на сепараторе [1]. Вполне очевидно, что отобранные пробы газа не могут представлять полный состав пластового газа как по способу отбора (непостоянство режима отбора, давлений и температур в сепараторе), так и потому, что газ подвергается значительным изменениям при снижении давления и температуры в призабойной зоне пласта (ПЗП) и в фонтанном подъемнике, сопровождаемое выделением ретроградного конденсата. Поэтому опыты на бомбе PVT скорее носят демонстрационный характер и не отражают реальных процессов, протекающих в пласте и в фонтанном подъёмнике, представляющими собой единую гидродинамическую систему «скважина-пласт».

В этих условиях определение давления начала конденсации и построение фазовой диаграммы поведения пластовой смеси газов при различных термобарических условиях рекомендуется осуществлять по косвенным измерениям некоторых термодинамических параметров, которые легко измеряются при проведении исследований [2]. В данном случае предложен метод исследования остановленных скважин, на которых фонтанный подъёмник может рассматриваться как сосуд высокого давления, ограниченный сверху устьем скважины, а снизу продуктивным пластом.

Зная распределение давлений и температур, замеренных глубинными приборами в НКТ через каждые 50-100 м от устья до забоя в остановленной скважине, можно определить плотность среды, находящейся в интервалах их измерения, а затем рассчитать соответствующие им плотности смеси газа и конденсата по уравнению[3]

, где (1)

ссм - плотность смеси газа и жидкости, находящейся в интервале замера давлений и , соответствующих глубинам ствола скважины и .

Проанализируем характер распределения давлений в работающих скважинах при движении газоконденсатной смеси по НКТ в интервалах Дh и в остановленных скважинах в тех же интервалах. Данные распределения давлений представлены на рисунке 1.

Рис.1. Распределение давлений по стволу работающей и остановленной скважины 116

газоконденсатный давление скважина пласт

Как видно из рисунка 1, характер изменения давлений по подъемнику в остановленной скважине сохраняется. Это говорит о том, что в стволе фонтанного подъёмника остановленной скважины пробки жидкости и газа не разрушаются достаточно длительное время, сохраняя давления на границе раздела этих пробок, т.е. не происходит разрушение структурной формы потока и осаждение жидкости на забой скважины, что является фактором, позволяющим использовать данные замеров давлений в НКТ, рассматривая их как стационарные в сосуде высокого давления.

Проанализируем изменение плотностей газоконденсатной смеси в подъёмнике остановленных скважин. Для этого воспользуемся данными распределения средних значений давлений и температур по подъёмнику этих скважин, вычисленные по следующим формулам

, (2)

, (3)

где и , и - значения давлений и температур, замеренные на интервалах глубин и .

По формулам (1), (2) и (3) были определены значения плотности газоконденсатной смеси в фонтанном подъёмнике, которые представлены в таблице.

Пример распределения плотности смеси газа и конденсата в НКТ.

Используя значения средних плотностей газожидкостной смеси в НКТ, вычисленные по данным замеров средних значений давлений и температур по скважинам 103, 117, 116, 424, 257 был получен график, представленный на рис.2.

Рис.2. Распределение плотности газоконденсатной смеси при различных значениях Pср и Tср.

Как видно из рисунка 2 с увеличением Р и Т плотности смеси газа и конденсата увеличиваются.

Также получен график зависимости ссмеси=f(Р) при закреплённых температурах (рис.3).

Рис.3. График зависимости ссмеси=f(Р).

На рис.3 отчетливо прослеживается плавное снижение плотности смеси газа и конденсата при снижении давления от начального пластового, которое в данном случае является начальным давлением конденсации пластового газа, отмечаемое снижением плотности смеси при температурах от 40 до 110 °С.

Полученные значения плотности газоконденсатной смеси при различных значениях Рср. и Тср. были использованы для нахождения плотности нестабильного конденсата снк по формуле (4)

, (4)

где и - дебиты и плотности соответственно смеси, газа и конденсата.

Расчётные значения плотности изменяются в широких пределах (400-700 кг/м3). Это объясняется тем, что в данном интервале замера давлений ?P газ уже находился в свободном состоянии или вместе с конденсатом, т.е. присутствовал двухфазный поток газоконденсатной смеси за исключением плотности конденсата, равной 700 кг/м3, замеренной в интервале, заполненным жидкой фазой.

Теперь, зная плотности конденсата и всей смеси можно построить фазовую диаграмму для пластового газа АГКМ. Для этого определим значения газосодержаний ц по формуле (5)

, (5)

где - плотность конденсата.

- плотность пластового газа.

Значения плотностей смеси и газа в формулах (4) и (5) были пересчитаны в термобарические условия Р и Т с учётом коэффициента сверхсжимаемости газа Z, при которых находилась газожидкостная смесь в стволе скважин, по формуле(6).

, (6)

где - соответственно значения плотности, давления и температуры в нормальных условиях.

По найденным значениям ц построена фазовая диаграмма (рис.4).

Рис.4. Диаграмма фазового состояния.

Представленные кривые на рис.4 подтверждают, что при добыче пластового газа давление начала конденсации определяется начальным пластовым давлением, при снижении которого из газа выпадает в первую очередь тяжёлые компоненты газа.

Кроме того, на этом графике видно распределение фазовых состояний в подъёмнике при наличии нескольких характерных особенностей:

- наличие областей с одинаковым газосодержанием, но имеющим различные плотности газоконденсатной смеси, определённые при разных давлениях и температурах;

- при начальных значениях пластового давления и температуры истинное газосодержание равно 1, что означает, что при начавшемся отборе пластового флюида из пласта сразу же происходит выпадение жидкой фазы и в скважину поступает смесь пластового газа и конденсата;

- как показали исследования изменения коэффициента проницаемости по годам разработки месторождения на необводнённых скважинах, он остаётся постоянным, поэтому следует полагать, что доля выпавшего конденсата в пласте, представляемого самыми тяжёлыми фракциями незначительно. Это можно объяснить большой крутизной воронки депрессии, расположенной в призабойной зоне пласта [4];

- при закреплённой температуре и повышении давления вначале происходит увеличение объёма жидкой фазы, потом её уменьшение, а потом снова увеличение [5], как показано на рис.5, что можно объяснить изменением содержания жидких компонентов в составе смеси при снижении давления.

Рис.5. График зависимости ц=f(Pср.).

Таким образом, полученные закономерности изменения плотности газоконденсатной смеси и распределения газовой и жидкой фаз в системе «скважина-пласт» позволяют сделать два основных вывода:

- с самого начала разработки месторождения в ПЗП выпадают тяжёлые компоненты газа, а затем при снижении давления до 30 МПа выпадает уже С5+;

- в зависимости от давлений и температур могут быть переходы состояния газожидкостной смеси с составом газа и жидкости в равных соотношениях.

Список литературы

1. В.И. Лапшин. Экспериментальная и аналитическая оценка критических параметров газожидкостных систем сложного состава // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. АНИПИГАЗ./ Сост. - коллектив авторов/ Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999. - С. 64-68.

2. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа.- М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003. - 880 с.

3. Патент RU № 2164292. Семенякин В.с., Костанов И.А., Саушин А.З. «Способ определения давления начала конденсации».

4. В.С. Семенякин, А.З. Саушин, А.А. Сонных. Исследование нестационарного притока пластового газа к газоконденсатным скважинам // Газовая промышленность. - 2009. - №2. - С. 10-11.

5. Абасов М.Т., Аббасов З.Я., Фаталиев В.М., Гамидов Н.Н. 2005. Новое в фазовых превращениях газоконденсатных систем и его экспериментальное изучение. Доклады РАН, том 403, №3, С.1-3.

Размещено на Allbest.ru