УТОЧНЕНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖИ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ИСТОЩЕНИЕ

THE REFINING OF GAS CONDENSATE CHARACTERISTICSDEPOSITS IN THE PROCESS OF FIELD DEVELOPMENT ATTRITION

Kapitolina Elamskaya

postgraduate of the Department “Geology of Oil and Gas”, Astrakhan State Technical University,

Russia, Astrakhan

АННОТАЦИЯ

Проведен анализ современного состояния газоконденсатных характеристик залежи Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). Исследованы пластовые газоконденсатные системы методом дифференциальной конденсации, которые позволяют выполнить расчет изменения состава добываемого сырья. Проведена оценка фазового поведения и свойств пластового газа, позволяющая уточнить давления начала конденсации, коэффициент конденсатоотдачи, коэффициент сверхсжимаемости, компонентный состав газовой и жидкой фазы при снижении давления. Выявлено, что основным фактором, определяющим изменение составов и свойств углеводородов Астраханского ГКМ, является потеря их в процессе снижения пластового давления ниже давления начала конденсации.

ABSTRACT

The analysis of the current state of gas-condensate characteristics of deposits of the Astrakhan gas condensate field (AGKM). Investigated gas-condensate reservoir systems by differential condensation, which enable the calculation of changes in the composition of the extracted raw materials. The evaluation of the phase behavior and properties of reservoir gas that allow to specify pressure initial condensation, the condensate recovery ratio, the ratio of gas z, the component composition of the gas and liquid phases when the pressure drops. It is revealed that the main factor determining the change of composition and properties of hydrocarbons of the Astrakhan gas condensate field is losing them in the process of reduction of reservoir pressure below the pressure of the beginning of condensation.

Ключевые слова: пластовая система, параметры пластовых углеводородных флюидов, газоконденсатные характеристики, термодинамические исследования, метод дифференциальной конденсации, конденсатоотдача.

Keywords: plastic system, the parameters of reservoir hydrocarbon fluids, gas condensate characteristics, thermodynamic studies, the method of differential condensation, condensatoare.

Достоверное определение газоконденсатных характеристик (ГКХ) углеводородных флюидов месторождения в процессе проектирования и последующей эксплуатации залежи является актуальной задачей для эффективной разработки газоконденсатных месторождений. Особую важность данная проблема приобретает в процессе разработки месторождения на истощение, т. е. в условиях снижения пластового давления в залежи ниже давления начала конденсации. Снижение давления ниже давления начала конденсации приводит к значительным изменениям в количественных и качественных характеристиках добываемых жидких углеводородов (УВ), связанных с ретроградными явлениями, происходящими в пласте [4].

Наиболее точная оценка начальных параметров пластовых углеводородных флюидов и их дальнейшая корректировка в процессе разработки месторождения является важнейшим условием получения газоконденсатных характеристик.

Получение надежных данных о свойствах и составах пластовых флюидов позволяет обоснованно прогнозировать показатели разработки газоконденсатного месторождения и своевременно принимать технологические решения в ходе его эксплуатации.

Газоконденсатные характеристики определяются комплексом газоконденсатных исследований, составной частью которых являются промысловые измерения, лабораторные и термодинамические исследования.

При проведении газоконденсатных исследований замеряются объемы добываемой продукции: газа сепарации и нестабильного (сырого) конденсата. По объемам конденсата рассчитывается конденсатогазовый фактор (КГФ, отношение объема (веса) нестабильного конденсата к объему газа сепарации). После установления заданного режима (стабильность выхода конденсата, практически постоянной плотности дегазированного конденсата, установления цикличности выхода нестабильного конденсата и определения КГФ) отбираются пробы газов сепарации и нестабильного конденсата. В лабораторных условиях определяются составы отобранных проб (дегазация нестабильного конденсата, хромотографическое определение компонентного состава газов и жидкостей, физико-химическая характеристика конденсатов).

Используя все полученные данные при исследовании рассчитывается материальный баланс добываемого углеводородного сырья, в результате чего определяется потенциальное содержание углеводородов С_5+в (конденсата) и других целевых продуктов в добываемом сырье.

Термодинамические исследования пластовых систем проводятся с целью определения фазового состояния пластовой системы в пластовых условиях, давления начала (Р н.к.) и максимальной (Р м.к.) конденсации, пластовых потерь конденсата (углеводородов С_5+в), изменения состава добываемой продукции и, наконец, определения коэффициента конденсатоотдачи. Наиболее безошибочно было бы для этих исследований отбирать в специальные глубинные пробоотборники пробу пластового газа и проводить исследования на установке pVT. Но, к сожалению, отбор представительной глубинной пробы всегда проблематичен и поэтому термодинамические исследования проводятся чаще всего на рекомбинированных пробах, которые представляет собой искусственный образец пластового флюида, составленного из отобранных при исследовании скважин проб газа и жидкости.

Первые термодинамические исследования на Астраханском месторождении были проведены с пробами, отобранными при исследовании эксплуатационной скважины на установке mini pVT, в бомбу которой загружался газ сепарации и необходимое количество конденсата. При температуре 110С давление в бомбе доводилось до 60,0 МПа и пластовая смесь перемешивалась до однофазного газового состояния, затем при постоянной температуре давление понижалось и определялось давление начала конденсации.

При исследовании этих проб методом дифференциальной конденсации было отмечено, что при пластовых условиях (Рпл = 61,1 МПа, Тпл = 110°С) газоконденсатная смесь находится в бомбе рVT в однофазном газообразном состоянии, т.е. пластовая смесь недонасыщена углеводородами С_5+в. При снижении давления в бомбе pVT до 50,0 МПа появилась пленка жидкости, которая при дальнейшем снижении пластового давления не менялась в объеме. И только при давлении 39,5 МПа было отмечено увеличение объема жидкой фазы.

С 1988 по 2000 годы исследования с пробами, отобранными со скважин и установок У-171 и У-271 проводились на регулярной основе и были использованы в Проекте разработки АГКМ (2000 г.).

Однако эксплуатация месторождений в режиме истощения пластовой энергии сопровождается процессами изменения термобарических условий залежи. По мере отбора газа происходит снижением пластового давления, что приводит к выделению ретроградного конденсата и изменению его состава.

В связи со снижением пластового давления в зоне УППГ-2 и на отдельных участках (УППГ-1 и УППГ-4) залежи ниже давления начала конденсации, а также вводом в эксплуатацию новых скважин Астраханского ГКМ особенно насущна возникла проблема исследования, изучения и уточнения фазового состояния пластовой системы АГКМ на установке рVT. Поэтому, в виду важности задачи уточнения прогнозных показателей конденсатоизвлечения, были проведены pVT-исследования свойств природных углеводородных систем на АГКМ.

Проведение рVT-исследований пластовых газоконденсатных систем на установке фазовых равновесий дает возможность уточнить прогнозные данные по составу, физико-химическим свойствам и термодинамическим характеристикам пластового газа в процессе разработки АГКМ.

Результаты выполнения лабораторных термодинамических исследований необходимы для оценки с высокой точностью фазового поведения и свойств пластового газа, для уточнения давления начала конденсации, коэффициента конденсатоотдачи, коэффициента сверхсжимаемости, компонентного состава газовой и жидкой фазы при снижении давления.

Важнейшей информацией для создания моделей пластовых газоконденсатных смесей при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации являются лабораторные исследования процесса ретроградной конденсации.

Текущая газоконденсатная характеристика и состав углеводородного сырья, добываемого на АГКМ, изучались проведением газоконденсатных исследований скважин через контрольные сепараторы и выполнением газоконденсатных исследований на входных сепараторах газоперерабатывающего завода (установки У-171, У-271).

На рисунке 1 приведен состав добываемого пластового газа, полученный по результатам промысловых газоконденсатных и лабораторных химико-аналитических исследований, выполненных в 2014 году.

Рисунок 1. Компонентный состава пластового газа АГКМ

Полученные данные исследований продукции скважин в пределах зоны дренирования запасов за весь период эксплуатации АГКМ свидетельствуют о выраженной дифференциации состава пластовой смеси по площади залежи. Данные изменения наиболее показательны для сероводорода, углекислого газа и метана.

Из анализа видно, что составы продукции скважин, полученные по результатам газоконденсатных исследований, подвержены заметному колебанию, объясняющемуся точностью определения газоконденсатной характеристики.

При этом в целом, среднее по газонасыщенному объему пластовое давление в контуре дренирования месторождения на данное время выше давления начала конденсации. Вместе с тем, в связи с неравномерностью дренирования запасов по площади залежи имеются участки, где вследствие высоких отборов газа пластовое давление снизилось ниже давления начала конденсации. Сочетание снижения пластового давления со значительными депрессиями на пласт приводит к тому, что ряд скважин в данное время эксплуатируется с забойным давлением ниже давления начала конденсации, что потенциально может привести к выпадению тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте.

Изучение плотности конденсата показало, что утяжеление конденсата приводит к значительному увеличению давления начала конденсации. Согласно же результатам исследований, на текущей стадии разработки залежи, отмечается снижение содержания жидких углеводородов в продукции промысла.

На настоящем этапе разработки изменение состава добываемого газа может быть связано либо с перераспределением отборов газа по зонам АГКМ, либо с началом выпадения конденсата в пласте.

На основании проведенных исследований фракционного состава конденсата было установлено, что в пластовом газе Астраханского месторождения содержание конденсата колеблется в пределах от 130 до 320 г/м³ газа сепарации, плотность конденсата меняется от 0,795 до 0,825 г/см³.

Изменение содержания углеводородов С_5+в в пластовом смеси и пластового давления в процессе разработки залежи на истощение приведена на Рисунке 2.

Рисунок 2. Динамика изменения углеводородов С_5+в и пластового давления

При рассмотрении данных давление начала конденсации для проб определено в диапазоне 38,82–43,04 МПа, при среднем значении 40,89 МПа. Какая-либо зависимость этого параметра от содержания УВ С₅₊ в составе пластового газа и пластовой температуры отсутствует.

В таблице 1 представлены основные результаты экспериментальных pVT-исследований: глубинные пробы (ГП) и рекомбинированные пробы (РП).

Таблица 1.

Результаты экспериментальных исследований

По результатам исследований получены данные по коэффициенту сжимаемости пластового газа. Коэффициент сжимаемости пластового газа изменяется от 0,782 до 1,253.

При проектировании разработки газоконденсатных залежей на режиме истощения пластовой энергии для оценки коэффициента извлечения конденсата и прогнозирования его содержания в добываемом газе иностранные сервисные компании помимо получения данных pVT – исследований пластовых газоконденсатных систем используют результаты экспериментальных исследований дифференциального процесса конденсации, который получил название Constant Volume Depletion (CVD) [7]. Метод экспериментальных исследований дифференциального конденсации пластового газа CVD заключается в поэтапном отборе газа.

Результатом исследований Constant Volume Depletion (CVD) является зависимость изменения содержания конденсата в газе при разработке месторождения на режиме истощения. Данная зависимость позволяет оценить прогнозную добычу жидких углеводородов на дальнейшие годы разработки исходя из темпов добычи продукции.

Расчетная зависимость содержания конденсата в извлекаемом газе получена исходя из составов газа выпускаемого на ступенях снижения давления при проведении опыта CVD. Первоначально пластовая система приводится к пластовым в однофазное состояния и затем путем увеличения объема изменяют давление до заданной ступени. При установлении равновесия фаз, часть газа удаляют до первоначального объема. При этом определяется объем выпущенного газа, его состав и свойства. Данная процедура повторяется несколько раз исходя из выбранных точек по давлению.

На рисунке 4 представлена зависимость содержания конденсата в извлекаемом газе.

Рисунок 3. Зависимость содержания УВ С₅₊ в составе извлекаемого газа

Нельзя не отметить, что полученные результаты экспериментальных PVT-исследований глубинных и поверхностных рекомбинированных проб пластового газа характеризуются разбросом по ряду полученных параметров.

Используя результаты изучения анализа компонентного состава газа дифференциальной конденсации, отобранного во время PVT-исследований на различных ступенях снижения давления можно выполнить расчет изменения состава добываемого сырья. Представим, что перераспределение компонентов в добываемом пластовом газе происходит с той же закономерностью, что и во время проведения PVT-исследования.

По результатам экспериментов, зная молярную долю компонента добываемого пластового газа mx(P) на каждой ступени снижения давления, определена производная этой величины по давлению mx¢(P). Зная экспериментально полученную величину mx при начальном пластовом давлении (Pнач) выпуска газа из бомбы рVT, текущее содержание компонента mx(Pтек) в добываемом пластовом газе можно рассчитать по следующей формуле:

mx(Pтек) = mx(Pнач) + mx¢(Pнач) * (Pтек - Pнач),                                          (1)

где: Pнач – начальное пластовое давление, Pтек – текущее пластовое давление, mx(Pнач) – молярная доля компонента х в газе при начальном пластовом давлении, mx(Pтек) – молярная доля компонента х в газе при текущем пластовом давлении, mx¢(Pнач.) – производная величины mx(P) по давлению при начальном пластовом давлении.

Результаты расчетов показывают, что прогнозные темпы снижения потенциального содержания С5+ в продукции промысла составляют 1,10–1,78 г/м3 на газ сепарации в год.

Обработка результатов экспериментов по дифференциальной конденсации позволяет оценить зависимость коэффициента извлечения конденсата от степени влияния геолого-промысловых факторов, проанализировать динамику потенциального содержания конденсата в пластовом газе при снижении давления.

Следует отметить, что точность рациональной разработки АГКМ напрямую зависит от полноты и качества информации, которая в данном случае может быть получена по данным газоконденсатных исследований залежи.

На основе проведенного анализа состояния разработки месторождения можно сказать, что происходит влияние геолого-промысловых факторов на величину коэффициента извлечения конденсата и динамику изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе.

Таким образом, интерпретация полученной информации позволяет оценить эффективность реализуемой системы разработки и сделать следующие выводы и рекомендации:

1. В процессе разработки Астраханского месторождения на истощение падение пластового давления и приводит к изменению физических свойств и состава пластового газа, которые определены по результатам экспериментальных PVT-исследований глубинных и поверхностных рекомбинированных проб пластового газа.
2. На АГКМ наблюдается характерное для газоконденсатных месторождений изменение по площади залежи углеводородов С_5+в, сероводорода, углекислого газа и других компонентов, что связано с условиями формирования месторождения.
3. Объем данных, полученный по результатам выполненных исследований позволяет сделать прогноз корректировки ГКХ, а также динамики извлечения из пласта углеводородов С₅₊ и других компонентов при разработке Астраханского ГКМ.
4. Учитывая снижение пластового ниже давления начала конденсации в зоне УППГ-2 и на отдельных участках (УППГ-1 и УППГ-4) разрабатываемого месторождения необходимо уделять особое внимание мониторингу динамики содержания конденсата в добываемом газе в процессе разработки АГКМ.

Список литературы:

1. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. − М.: Грааль, 2002. – 575 с.
2. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. − 2002. – 76–77, 494–880 c.
3. Долгушин Н.В., Корчажкин, В.Г. Подюк, Д.З. Сагитова Исследование газоконденсатных систем − Ухта, 1997. – 179 с.
4. Жузе Т.Л. О причине ретроградных явлений при эксплуатации газоконденсатных залежей / Газовая промышленность. − 1994. − № 5. − 27−28 с.
5. Лапшин В.И., Изюмченко Д.В., Николаев В.А., Гатин Р.И. Термогазодинамические особенности формирования и извлечения пластовых флюидов на Астраханском месторождении / Обзорная информация – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – 86 с.
6. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. – М.: Недра, 1990. – 272 с.
7. Whitson C.H. Evaluating constant-volume depletion data / C.H. Whitson, S.B. Torp // Journal of Petroleum Technology. – 1983. – March. – P. 610−620.