CC BY
35
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №4, 2020
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова, г. Якутск, Россия; rose941101@mail.ru ФГБОУВО
«Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень, Россия;
оценка потерь углеводородов в залежи пласта т1-а при разработке среднетюнгского месторождения
Экспериментальные РУТ - исследования многокомпонентной газокон-денсатной смеси для определения потерь углеводородов при наличии конденсационной воды в залежи, проводились на рекомбинированных пробах газа сепарации, конденсационной воды и насыщенного конденсата. Пробы пластового флюида отбирались при промысловых исследованиях из скважин, эксплуатирующей газоконденсатную залежь пласта Т1-А Среднетюнгского нефтегазоконденсатного месторождения.
Материалы и методы
исследований. При эксплуатации нефтегазоконденсатной залежи на истощение компонентный состав (смесь углеводородов и паров воды) добываемой газо-конденсатной системы изменяется, что оказывает влияние на пластовые потери углеводородов, а также на свойства флюидов и динамику их фазового поведения в процессе разработки месторождения. Экспериментальное моделирование условий эксплуатации при различных термодинамических состояниях проводилось с целью определения влияния конденсационной воды на величину извлечения конденсата в процессе разработки.
Результаты исследований
и их обсуждение. В процессе формирования месторождения образуются в течении геологического времени конденсационные воды при инверсии ловушек с газовыми и газоконденсатными залежами. В залежах при высоких давлениях и температуре количество водяных паров увеличивается, что оказывает отрицательное влияние на величину пластовых потерь углеводородов. В результате моделирования на экспериментальной РУТ - установке определялось влияние водяного пара как составной части углеводородной системы на фазовое поведение конденсата в залежи и на величину текущих пластовых потерь в залежи. Учитывать, что многокомпонентные углеводородные системы состоят из смеси газа, конденсата и водяных паров, что существенно меняет свойства системы и динамику ее фазового состояния в процессе разработки.
Выводы. При проведении многократных РУТ - опытов определено давление на-
чала конденсации. Из полученной графической зависимости видно, что при контактном и дифференциальном методе исследования начало выпадения конденсата равно пластовому давлению, при наличии в газо-конденсатной системе воды процесс конденсации усиливается. При этом давление максимальной конденсации смещается в сторону начального пластового давления. Характер кривой «пластовых потерь» указывает на усиление процесса конденсации в присутствии конденсационной воды в продукции скважины. При наличии воды до 5 % возросли потери конденсата в залежи, соответственно величина КИК уменьшилась.
Ключевые слова: конденсационная вода, пластовые потери конденсата, газ сепарации, пластовая вода, контактная конденсация, экспериментальные РУТ-исследования.
25.00.17 УДК 622.279.51
Катанова Р.К.,
Инякина Е.И., Левитина Е.Е., Краснов И.И.
Введение.
Katanova R.K.*, North-Eastern Federal University, Yakutsk, Russia;
Inyakina E.I., Tyumen industrial University, Tyumen, Russia;
Levitina E.E., Tyumen industrial University, Tyumen, Russia;
Krasnov I.I. *rose941101@mail.ru
Assessment of Hydrocarbon Losses in the Reservoir оf Formation T1-A During the Development оf the srednetyungsky Field
Introduction.
Materials and methods of the research.
The results of the study and their discussion.
Conclusions.
Key words:
Experimental PVT studies of a multicomponent gas-condensate mixture to determine the loss of hydrocarbons in the presence of condensation water in the reservoir were carried out on recombined samples of separation gas, condensation water and saturated condensate.
During the exploitation of an oil and gas condensate reservoir for depletion, the component composition (mixture of hydrocarbons and water vapor) of the produced gas condensate system changes, which affects the formation losses of hydrocarbons, as well as the properties of fluids and the dynamics of their phase behavior during field development. Experimental modeling of operating conditions under various thermodynamic states was carried out in order to determine the effect of condensation water on the amount of condensate recovery during development.
In the process of deposit formation, condensation waters are formed during geological time during the inversion of traps with gas and gas condensate deposits. In reservoirs at high pressures and temperatures, the amount of water vapor increases, which has a negative effect on the amount of formation losses of hydrocarbons. As a result of modeling on the experimental PVT installation, the influence of water vapor as a component of the hydrocarbon system on the phase behavior of condensate in the reservoir and on the value of the current reservoir losses in the reservoir was determined. Take into account that multicomponent hydrocarbon systems consist of a mixture of gas, condensate and water vapor, which significantly changes the properties of the system and the dynamics of its phase state during development.
Conducting multiple PVT - experiments determined the pressure of the beginning of condensation. From the obtained graphical dependence it can be seen that with the contact and differential research method, the beginning of condensate dropout is equal to the reservoir pressure, in the presence of water in the gas condensate system, the condensation process increases. In this case, the maximum condensation pressure is shifted towards the initial reservoir pressure. The nature of the "formation loss" curve indicates an intensification of the condensation process in the presence of condensation water in the well production. In the presence of water, condensate losses in the reservoir increased up to 5 %, respectively, the CFC value decreased.
condensation water, formation condensate losses, separation gas, formation water, contact condensation, experimental PVT studies.
Введение
Изучение термодинамических свойств проб пластовой газоконденсатной системы Среднетюнгского месторождения выполнялось на этапе геолого-разведочных работ. Первые аналитические исследования проводились комплексной Восточно-Сибирской лабораторией (ВСКЛ) при сотрудничестве ООО «ГазпромВНИИгаза». Эти исследования выполнялись с целью получения исходных данных
для подсчета извлекаемых запасов конденсата, определения его потенциального содержания в пластовом газе, учета добычи конденсата при проектировании разработки месторождения[1,2].
Трудность исследований представляли низко продуктивные залежи нижнетриасового возраста, характеризующиеся достаточно высокой степенью неоднородности с низкопроницаемыми коллекторами. Поэтому для получения необходимых дебитов приходится создавать большие депрессии на пласт и оценка истинных газоконденсатных характеристик проблематична. Влияние пластовой воды на выработку запасов приводит к значительной дифференциации текущего состава сырья, в результате чего возникает необходимость применения методик исследования, которые позволяют определять все характеристики добываемого сырья с наименьшей погрешностью. Пласт ТГА пройден всеми скважинами, пробуренными на месторождении. Газокон-денсатная залежь вскрыта тринадцатью скважинами, три из которых (№№ 225, 230, 240) дали приток газоконденсатной смеси интервал газоводяного контакта (ГВК) залежи. Пробная эксплуатация и исследования по залежи проведены в скважине № 222 (а.о. 2550,8-2578,8 м). В течение пробной эксплуатации она работала стабильно с постоянными устьевыми параметрами [3, 4].
Материалы и методы исследований
Физико-химические свойства пластовых газов и конденсата изучались по залежам верхнепермского продуктивного комплекса в пластовых и поверхностных условиях. Исследовано было более 37 образцов свободного и растворенного газов. Пробы газа сепарации и насыщенного конденсата отбирались в контейнер высокого давления (КЖ-300). При этом определялось содержание метана и его гомологов, углекислого газа, азота, водорода, и также гелия. Установление достоверности состава газа сепарации, кондинционность, прежде всего, определялась сопоставлениями результатов анализов проб, отобранных при различных условиях. Содержание метана в газах залежей Среднетюнгского месторождения колеблется в пределах 90,5392,06 %, а конденсата в газах колеблется в пределах 1,4-1,10 %.
Водорастворенные газы по сравнению со свободными газами характеризуются большим содержанием метана и, наоборот, уменьшением тяжелых углеводородов, причем количество тяжелых фракций в них падает при удалении от контактов газовых залежей. Плотность колеблется в пределах 0,7539-0,7544 г/см3, температура начала кипения -38-42 °С [5].
Таким образом, в соответствии с методикой комплекс исследований пластовых систем подразделяется на промысловые исследования
Таблица 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Table 1. FIELD RESEARCH RESULTS
параметры и единицы измерения показатели
Номер скважины 226 226 226
Продуктивный горизонт Т,-А ТГБ ТГВ
Интервал перфорации, м 2744-2755 2690-2718 2720-2745
Глубина спуска НКТ, м 2744 2692 2728
Внутренний диаметр НКТ, м 50 50 63
Тип сепаратора ГСВ-100 ГСВ-100 ГСВ-100
Пластовое давление (абс.), кгс/см2 276 276 277
Давление затрубное, кгс/см2 210 212 216
Давление трубное, кгс/см2 198 210 201
Давление сепарации, кгс/см2 58 58 63
Пластовая температура, °С +58 +58 +61
Температура сепарации, °С -3 +7 + 19
Истечение газа По НКТ По НКТ По НКТ
Дебит газа, тыс.м3/сутки 164,1 154,0 138,0
Дебит воды, м3/сутки - - 19,7
Содержание дегазированного конденсата, см3/м3 76,2 66,2 63,0
Содержание сырого конденсата, см3/м3 100,3 81,8 76,4
продуктивных объектов для определения количества конденсата и лабораторные исследования, в задачу которых входит определение потенциального содержания конденсата в газе и пластовых потерь при разработке залежи на истощение.
Результаты исследований и их обсуждение
Промысловые исследования проводились методом одноступенчатой сепарации с помощью сепаратора типа ГСВ-100. Дебит газа после выхода из сепаратора измерялся при помощи ДИКТ -дифференциального измерителя критического истечения. На конце выкидной линии установлены средства измерения давления и температуры - манометр и термометр. Газоконденсатный фактор рассчитывался как отношение объема конденсата к объему отсепарированного газа в (см3/м3). В таблице 1 приведены результаты исследований.
Гидрогеологический комплекс характеризуется распространением пластовых вод хлоркальциевого типа. Увеличение минерализации
Таблица 2. СВЕДЕНИЯ О ВОДОНАПОРНОМ КОМПЛЕКСЕ Table 2. Information about the water pumping complex
номер п/п параметры и их размерность принятые значения
1 Минерализация пластовой воды, г/л 50
2 Плотность воды при стандартных условиях, г/см3 1,035
3 Плотность воды при пластовых условиях, г/см3 1,029
4 Газонасыщенность пластовой воды, см3/м3 2
5 Параметры pH 5,6-6,0
6 Пластовая температура, С° 60
7 Удельное электрическое сопротивление воды, Омм 0,075
8 Пластовый объемный коэффициент 1,006
по разрезу гидрогеологического комплекса свидетельствует о большой роли локальных водоупоров. Таким образом, можно прогнозировать водонапорный режим залежей в продуктивном комплексе. Сведения о водонапорной системе комплекса приведено в таблице 2.
С целью определения свойств пластовой системы газоконденсат-ной залежи пласта ТГА Среднетюнгского месторождения для обоснования извлекаемых запасов конденсата проведены лабораторные термодинамические исследования. Они включали в себя измерение объемов и отношений всех составных продукции скважины с отбором представительных проб газа сепарации, насыщенного конденсата и воды. После доставки проб в лабораторию проводилась подготовительная обработка и анализ образцов газа, конденсата и воды. Экспериментальные термодинамические исследования проводились на установке - РУТ соотношений с целью определения пластовых потерь конденсата при прогнозе разработки месторождения на истощение. По результатам экспериментальных исследований определялся коэффициент конденсатоотдачи (КИК) для обоснования извлекаемых запасов углеводородов с учетом влияния конденсационной воды. На рисунке 1 представлен прогноз потерь конденсата в залежи ТГА Среднетюнгского месторождения.
Так, из графической зависимости видно, что давления начала конденсации определенные при контактном и дифференциальном способе равны текущему пластовому давлению, и составили 25,90 МПа. На рисунке 2 показано графическое распределение конденсата залежи ТГА при наличии пластовой воды в системе.
70
60
50 "=
СО ат с н е 40 5
3 CD ячество кс
£ 20
4 10
0 -1-1-1-^^^^^^^^-
0 5 10 15 20 25
Пластовое давление, МПа
Рис. 1. Динамика пластовых потерь углеводородов газоконден-
сатной системы залежи Т1-А Среднетюнгского месторождения:
1 - пластовые потери конденсата г/м3,
2 - текущее потенциальное содержание конденсата, г/м3.
Fig. 1. Dynamics of reservoir losses of hydrocarbons in the gas condensate system of the T1-A reservoir of the Srednetyungskoye field:
1 - formation condensate losses g/m3,
2 - current potential condensate content, g/m3.
По результатам исследований потери насыщенного конденсата в залежи увеличились при наличии в пластовой газоконденсатной системе воды. Кроме того по поинтервальным значениям этой кривой рассчитывается поинтервальное содержание конденсата и строится график изменения потенциального содержания конденсата при снижении пластового давления в залежи.
Дифференциальная конденсация, в отличие от контактной, представляет собой необратимый процесс. Поэтому для получения нескольких точек по выпадению стабильного конденсата необходимо проведения нескольких опытов дифференциальной конденсации, каждый раз
Пластовое давление, МПа
• кривая дифференциональной конденсации, г/м3
« текущее потенциальное содержание конденсата, г/м3
• кривая дифференциональной конденсации с водой, г/м3
• текущее потенциальное содержание конденсата с водой, г/м3
Рис 2. Графическое распределение конденсата залежи Т1-А при
наличии пластовой воды в системе: 1 - пластовые потери конденсата при наличии и без воды в системе г/м3, 2 -потенциальное содержание конденсата при наличии и без воды в системе , г/м3
Fig. 2. Graphical distribution of condensate for T1-A reservoir in the presence of produced water in the system: 1 - formation condensate losses with and without water in the system, g/m3, 2 - potential condensate content with and without water in the system, g / m3
до искомой точки давления аппарата или пласта. При данном исследовании проводилось несколько опытов до давления 0,1 МПа, а построение графика пластовых потерь стабильного конденсата выполнялось через объемные коэффициенты усадки от соответствующих значений на исходной таблице 3 выпадения сырого конденсата.
Кроме того, время стабилизации парожидкостного равновесия на точках составляло от 1 часа до 1,5 часов. Этот величина времени стабилизации была установлена в ходе настоящего исследования для достижения полного слива конденсата в мерный цилиндр. При давлении 0,1 МПа в ячейке - PVT зафиксировано измерением по мерному порш-
70
60
j3 50 ¡5 3
са нден 40 I < г !?]
3 CD вые потер| \
о ст а Пл 20 1
10 •v \
0 »-
0 5 10 15 20 25
Пластовое давление, МПа
Рис 3. Распределение конденсата в залежи пласта Т1-А на при-
мере газоконденсатной смеси, отобранной из скважины № 226 Среднетюнгского месторождения: 1 - суммарный отбор конденсата, г/м3, 2 - содержание конденсата в газовой фазе пласта, г/м3, 3 - коэффициент конденсатоотдачи. Fig. 3. Condensate distribution of T1-A reservoir on the example of a gas-condensate mixture sampled from well No. 226 of the Srednetyungskoye field: 1 - total condensate withdrawal, g/m3, 2 - condensate content in the gas phase of the formation, g/m3, 3 - condensate recovery factor.
Таблица 3. БАЛАНС РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОНДЕНСАТА ПЛАСТА Т1-А
Table 3. Reservoir condensate distribution balance Т1-А
Этап разработки Пластовое давление, МПа Суммарный отбор конденсата из пласта, г/м3 Содержание конденсата в газовой фазе пласта, г/м3 Коэффициент извлечения Кизвл
0 25,90 - 61,62 -
1 23,41 6,12 54,70 9,93
2 20,82 12,03 45,79 19,52
3 18,23 17,53 37,09 28,45
4 15,64 22,58 28,64 36,64
5 13,05 27,04 20,78 43,88
6 10,46 30,89 14,13 50,13
7 7,87 34,17 9,05 55,45
8 5,28 37,08 5,64 60,18
9 2,69 39,85 3,53 64,67
10 0,10 44,99 - 73,01
70 70
60 \ » 60
50 ¡5 /У "ч П/ ^•l^-v /4 50
О нден 40 1 ( X. // CD Sv- \X // 1 40
О. те от а е 30 з ^--СГ""------...«, \ у/ i V* ^ 30
О ст а л 20 "Жч Nf\ ^ 20
10 /¿^ i\\ >Ss 10
0
0 5 10 15 20 25
Пластовое давление, МПа
Рис 4.
Распределение конденсата залежи Т1-А при наличии пластовой воды в системе:
суммарный отбор конденсата при наличии воды в системе, г/м3;
содержание конденсата в газовой фазе пласта при наличии воды, г/м3;
текущая конденсатоотдача при наличии воды в системе.
Fig. 4. Distribution of condensate from deposits T1-A, if any formation water in the
system:
total condensate withdrawal in the presence of water in the system, g/m3; condensate content in the gas phase of the formation in the presence of water, g/m3; current condensate recovery in the presence of water in the system.
ню, а затем в лабораторной пробирке - 22,00 см3 стабильного конденсата. Плотность стабильного конденсата, выпавшего в бомбе равновесия в конце опыта при давлении 0,1 МПа, измеренная при температуре +20 оС, составила - р420 = 0,7560 г/см3. Объем выпущенного из ячейке - РУТ газа в конце опыта, зафиксированный газовым счетчиком барабанного типа составил: 2098,14 - 1843,94 = 254,2 или 252 литра, что почти совпадает с объемом загруженного в бомбу газа в начале опыта.
По результатам исследований пластового газа на установке -РУТ проведены расчеты для построения графика изменения текущего содержания конденсата в пластовом газе при понижении пластово-
го давления, графика суммарного отбора конденсата на этапах разработки месторождения, графика содержания конденсата в газовой фазе пластовой системы. Баланс распределения конденсата пласта ТГА был выполнен при пластовом давлении Рпл = 25,90 МПа и пластовой температуре Тпл = + 59,30 оС.
Баланс распределения конденсата пласта ТГА был выполнен при условии пластового давления равного Рпл = 25,90 МПа и пластовой температуре Тпл=+59,30 оС. Ниже представлена графическая зависимость баланса распределения конденсата пласта ТГА с учетом пластовой воды в газоконденсатной системе (рис. 4).
Выводы
Таким образом, эксперименты проводились на пробах газоконденсатной системы, отобранных из скважин эксплуатирующих пласт ТГА методом контактной и дифференциальной конденсации. Из графической зависимости видно, что давления начала конденсации, при наличии пластовой воды изменило характер кривой «пластовых потерь» и снижения величины КИК.
Библиографический список
1. Грачев С.И., Краснова Е.И., Инякин В.В. и др. Прогнозирование добычи конденсата в рамках контроля за разработкой газокон-денсантых залежей // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10. № 6 (55). С. 9-12.
2. Краснова Е.И., Грачев С.И. Результаты исследования фазового поведения углеводородов при наличии пластовой воды в газо-конденсатной системе. // Академический журнал Западной Сибири. 2012. № 4. С. 10.
3. Краснова Е.И., Островская Т.Д. Оценка увеличения продуктивности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений // Академический журнал Западной Сибири. 2013. Т. 9. № 6 (49). С. 31.
4. Иноземцева А.А., Инякин В.В., Краснов И.И. и др. Мероприятия по увеличению производительности скважин и ограничению притока пластовых вод. Материалы всероссийской конференции. 2015. С. 90-94.
5. Томская В.Ф., Александрова Е.М., Краснов И.И., Катанова РК. Обоснование режимов и условий эксплуатации скважин на Среднеботуобинского месторождении. Научный форум. Сибирь. 2019. Т. 5. № 1. С. 11-12.
6. Левитина Е.Е., Пьянкова Е.М., Лесной А.Н. Определение свойств пласта на основе анализа замеров давления глубинными датчиками // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2010. № 3. С. 29-33.
References
1. Grachev S.I., Krasnova E.I., Inyakin V.V. and others. Forecasting of condensate production in the framework of monitoring the development of gas condensate deposits // Academic journal of Western Siberia. 2014. T. 10. No. 6 (55). S. 9-12.
2. Krasnova E.I., Grachev S.I. Results of studying the phase behavior of hydrocarbons in the presence of formation water in the gas condensate system // Academic journal of Western Siberia. 2012. No. 4. P. 10.
3. Krasnova E.I., Ostrovskaya ETC. Evaluation of Increased Productivity of Gas Condensate Wells at the Late Stage of Field Development // Academic journal of Western Siberia. 2013. T. 9. No. 6 (49). P. 31.
4. Inozemtseva A.A., Inyakin V.V., Krasnov I.I. etc. Measures to increase the productivity of wells and limit the inflow of formation water. Materials of the All-Russian Conference. 2015. S. 90-94.
5. Tomskaya V.F., Alexandrova E.M., Krasnov I.I., Katanova R.K. Justification of modes and conditions of wells operation at the Sredne-botuobinskoye field. Scientific forum. Siberia. 2019. Vol. 5. No. 1. P. 11-12.
6. Levitina E. E., Pyankova E. M., Lesnoi A. N. 2010 Determination of Reservoir Properties on the Basis of Analysis of Pressure Measurements by Deep Sensors // Automatizatsiya, telemehanizatsiya i svyaz v neftyanoi promyshlennosti 3 29-33 Scientific forum. Siberia. 2019.Vol. 5. No. 1. P. 11-12.
Поступило в редакцию 29.11.2020, принята к публикации 01.12.2020.
об авторах
Катанова Розалия Кирилловна, зав. лабораторией, ассистент базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им. М. К. Аммосова». Тел. 89141123507. E-mail: rose941101@mail.ru Инякина Екатерина Ивановна, к.т.н. доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета. Тел. 89220428466. E-mail: Injakinaei@tyuiu.ru Левитина Екатерина Евгеньевна, к.т.н. доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета. Тел. 89044934964, E-mail: levitinaee@tyuiu.ru
Краснов Иван Игнатьевич, к.т.н., доцент базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова". Тел. 89123968607. E-mail: iikrasnov17@gmail.com
About the authors
Katanova Rozalia Kirillovna, head of laboratory, assistant of the Base Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of NorthEastern Federal University. Tel. 89141123507. E-mail: rose941101@mail.ru inyakina Ekaterina Ivanovna, Ph. D., associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University. Tel. 89220428466. E-mail: Injakinaei@tyuiu.ru Levitina Ekaterina, Ph. D., associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University. Tel. 89044934964. E-mail: levitinaee@tyuiu.ru Krasnov Ivan Ignatievich, Ph.D., associate professor of the Base Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of NorthEastern Federal University. Tel. 89123968607. E-mail: iikrasnov17@gmail.com
