CC BY
17
УДК 622.279.5
Снижение выхода конденсата при разработке карбонатных коллекторов на истощение
Ключевые слова:
потери конденсата, газоконденсатные исследования скважин,
сайклинг-процесс, выход С5+в, плотность смеси.
В.Н. Чельцов1*, Т.В. Чельцова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Cheltsov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В статье на примере Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ) рассматривается особенность учета потерь конденсата в пласте при сравнительной оценке вариантов разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе тяжелых углеводородов, начиная с пентана, на истощение либо с поддержанием пластового давления.
Для условий КНГКМ разработана методика расчета выхода С5+в по результатам измерений давлений на устье и забое скважины после ее остановки. По разнице указанных давлений рассчитывалась средняя относительная плотность смеси флюидов по стволу скважины, а по ее значению - выход С5+в из пласта. Методика адаптирована по результатам газоконденсатных исследований скважин на установке «Порта-Тест». Преимуществом данного подхода к определению выхода С5+в по сравнению с исследованиями на «Порта-Тесте» является то, что эти определения были выполнены неоднократно по каждой скважине и их общий объем многократно превышал объем исследований, проведенных на установке «Порта-Тест». Это позволило построить достаточно надежные зависимости выхода С5+в от текущего пластового давления по четырем группам скважин с разной глубиной рабочих интервалов пласта. В результате для заданных глубин определены давления начала конденсации и выход С5+в до пластового давления 30 МПа, которое соответствовало примерно половине начального. При этом давлении потери конденсата в пласте составили 300 г/м3 газа сепарации против 500 г/м3, рассчитанных по кривой дифференциальной конденсации при начальном конденсатогазо-вом факторе 700 г/м3.
Для газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе тяжелых углеводородов, начиная с пентана, актуален вопрос целесообразности проведения разработки или на истощение, или с поддержанием пластового давления (например, сайклинг-процесс). В основном выбор зависит от стоимости нагнетательных скважин, потенциала С5+в и потерь конденсата в пласте.
На примере Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ) рассмотрены особенности учета потерь конденсата в пласте при сравнительной оценке указанных вариантов разработки. Для условий данного месторождения разработана методика расчета выхода С5+в по результатам измерений давлений на устье и забое скважины после ее остановки. По разнице указанных давлений рассчитывалась средняя относительная плотность смеси флюидов по стволу скважины, а по ее значению - выход С5+в из пласта. Методика адаптирована по результатам газоконденсатных исследований скважин на установке «Порта-Тест». Преимуществом такого подхода к определению выхода С5+в по сравнению с исследованиями на установке «Порта-Тест» является то, что эти определения выполнены неоднократно по каждой скважине и их общий объем многократно превышает объем исследований, проведенных на установке «Порта-Тест». Это позволило построить достаточно надежные зависимости выхода С5+в от текущего пластового давления по четырем группам скважин с разной глубиной рабочих интервалов пласта. В результате для заданных глубин определены максимальное значение пластового давления начала снижения выхода С5+в в добываемом газе (Рнсв) и его текущие значения до пластового давления 30 МПа.
Зависимость содержания С5+в в добываемом газе от относительной средней плотности смеси по стволу остановленной скважины показана в табл. 1 и на рис. 1.
Для установления степени достоверности расчетов содержания С5+в в добываемом газе по относительной плотности смеси проведено сопоставление содержаний
Таблица 1
Зависимость содержания С5+в в добываемом газе от относительной плотности смеси (р)
р Содержание С5+в в газе, г/м3
0,8 155
0,9 334
1,0 531
1,1 754
1,2 987
1,3 1258
Рис. 1. Зависимость содержания С5+в в добываемом газе от относительной плотности смеси по стволу остановленной скважины
С5+в, рассчитанных и измеренных при исследовании конкретных скважин на газоконденсат-ной на установке «Порта-Тест» (табл. 2).
Расхождения содержаний С5+в по четырем из пяти скважин небольшие - от (-)0,7 до (+)3,2 % (см. табл. 2). Повышенное расхождение (-)12,6 % по скв. 118 можно считать удовлетворительным. Среднее содержание С5+в,
рассчитанное по плотности по пяти скважинам, меньше измеренного значения на 0,9 %. Считаем, что использование рассчитанных по плотности содержаний С5+в для анализа динамики выхода С5+в и определения Рнсв вполне приемлемо.
Изложенным способом рассчитаны содержания С5+в в добываемом газе за период работы промысла с октября 1984 г. по октябрь 1990 г. по 70 скважинам и всем имеющимся замерам давлений в остановленных скважинах. Полученные содержания С5+в и значения соответствующих им текущих пластовых давлений (Рпл) сгруппированы по средней глубине (Ь) рабочих интервалов скважин и значениям Рш. В первом случае выделены четыре группы скважин по средним глубинам 4820, 4512, 4257 и 4010 м. В каждой из таких групп сформированы несколько подгрупп с близкими значениями пластовых давлений. Затем для каждой подгруппы рассчитывались средние содержания С5+в в газе и средние значения Рпл (табл. 3).
По результатам, представленным в табл. 3, построены графические зависимости содержания С5+в в добываемом газе от текущего пластового давления, приведенного к отметке 4100 м (рис. 2), с вычерчиванием средних трендов. По горизонтальным участкам средних трендов определялось начальное содержание С5+в (на газ сепарации), а по текущему пластовому давлению в конце горизонтальных участков -значение Рнсв для выделенных четырех групп скважин (табл. 4).
Для сравнения с фактическими значениями содержание С5+в в добываемом газе рассчитано по изотермам дифференциальной конденсации [1] для первой и четвертой групп скважин (табл. 5, см. рис. 2).
Начальные пластовые давления на глубинах 4820 и 4010 м равны соответственно 56,72 и 53,25 МПа, а приведенные к отметке
Таблица 2
Сопоставление содержаний С5+в, рассчитанных по плотности смеси и измеренных при исследовании скважин на установке «Порта-Тест»
Скв. Содержание С5+в, г/м3 Число определений Относительная погрешность расчет-
«Порта-Тест» расчет плотности ного содержания С5+в, %
107 537 544 8 +1,3
118 516 451 5 -12,6
105 273 277 10 +1,5
115 678 673 4 -0,7
121 925 955 4 +3,2
В среднем 585,8 580,0 6 -1,46 (-0,91)
й С * ^
ft а и +
g О
О
0 и
1
H
3
s I-ft а u +
g О О
й С * ^
ft а g О
о
s ^
ft а ш +
g О
О
H £
I £ ° &
к I
о С
4100 м - 53,40 и 54,02 МПа. Минимальные пластовые давления, при которых были определены концентрации С5+в, составляли 28,6 МПа (3-я группа) и 27,49 МПа (4-я группа) или в среднем 52 % от начального значения Рпл.
Как видно, содержания С5+в в добываемом газе, рассчитанные по плотности, значительно превышают соответствующие значения, определенные по изотермам дифференциальной конденсации. Так, при снижении Рпл на 20 % по сравнению с начальным значением такое превышение составит по 1-й группе 217,6 г/м3 (или 37 %), по 4-й группе - 81,5 г/м3 (или 16 %). При снижении Рпл на 40 % по сравнению с начальным эти превышения составят соответственно 344,6 г/м3 (137 %) и 190,9 г/м3 (80 %).
Таким образом, для газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе С5+в и низким содержанием кислых компонентов достаточно надежен способ определения выхода С5+в в добываемом газе по средней плотности смеси по стволу остановленной скважины. Плотность рассчитывается по измеренным значениям давления на устье и забое скважины.
На КНГКМ общий объем таких определений многократно превышал объем газоконденсатных исследований на установке «Порта-Тест», что позволило выявить зависимости выхода С5+в в добываемом газе от текущего пластового давления. Содержание кислых газов (H2S и CO2) в пластовом газе составило по объектам I (пермь) и II (средний карбон) 8,7 и 9,07 % мол., а С5+в - 6,12 и 7,60 % мол. соответственно. На Астраханском газоконденсат-ном месторождении содержание кислых компонентов составляет около 40 % мол., а С5+в -около 4 % мол. Здесь вышеуказанный способ определения выхода С5+в не дает удовлетворительных результатов.
По данным определений выхода С5+в в добываемом газе по 70 скважинам КНГКМ за 6 лет их работы построены зависимости выхода С5+в от текущего пластового давления по четырем группам скважин со средней глубиной от 4010 до 4820 м. Пластовое давление менялось в диапазоне от начального значения до 0,5 начального значения.
Фактический выход С5+в существенно превысил расчетный выход по изотермам
Рис. 2. Зависимость содержания С5+в в добываемом газе от текущего пластового давления
Таблица 4
Расчетные значения начального содержания С5+в в газе (на газ сепарации)
и Рнсв по группам скважин
Группа скважин Ь, м Начальное содержание С5+в в газе, г/м3 (газа сепарации) Рнсв, МПа (приведено к отметке 4100 м) Давление начала конденсации*, принятое для КНГКМ, МПа
1 4820 840,26 45,60 43
2 4512 722,90 45,29 42
3 4257 685,43 45,00 45,96
4 4010 600,00 44,70 45,65
* Определено по результатам исследований.
Таблица 5
Результаты расчета содержания С5+в в добываемом газе по изотермам дифференциальной конденсации и по фактическим данным
Группа Рпл, МПа (приве- Содержание С5+в, г/м3 Снижение содержания С5+в по сравнению с начальным значением, г/м3
скважин денное к отметке 4100 м) по изотермам дифференциальной конденсации по факту по изотермам дифференциальной конденсации по факту
Р нсв 840,3 840,3 - -
) )м 44,12 658 831,8 182,3 8,5
0 41,67 497 773 343,3 67,3
2 8 4 39,22 408 722,0 432,3 118,3
и ^ 36,76 344 673 496,3 167,3
34,31 295 633,8 545,3 206,5
31,86 247 592,0 593,3 248,3
29,41 206 555,7 634,3 284,6
Р нсв 600,0 600,0 - -
) )м 44,12 544 596 56 4,0
0 41,67 438 570 162 30,0
01 4 39,22 369 535,0 231 65,0
и 36,76 314 498 286 102,0
34,31 269 459,3 331 140,7
31,86 228 419 372 181,0
29,41 190 381,2 410 218,8
дифференциальной конденсации. Так, по груп- примерно 42,5 МПа. Сравнение названных пе скважин с глубиной 4010 м при снижении Рпл данных показывает, что на начальной стадии на 40 % по сравнению с начальным значением выпадения конденсата в пласте последний пол-превышение составило 191 г/м3 (или 80 %) при ностью выносится в скважину. В дальнейшем
начальном содержании С5+в 600 г/м3, по груп- при снижении пластового давления, когда зона
пе скважин с глубиной 4820 м соответствен- выпадения конденсата отдалится на опреде-
но 345 г/м3 (137 %) при начальном содержа- ленное расстояние от скважины, часть выпав-
нии 840 г/м3. шего конденсата будет задерживаться в пласте.
Максимальное пластовое давление, при ко- В связи с изложенным при оценке целесо-тором начинается снижение выхода С5+в в до- образности применения «сайклинг-процесса» бываемом газе, приведенное к отметке 4100 м, рекомендуется учитывать, что значительная составляет примерно 45,5 МПа. При этом часть выпавшего в пласте конденсата будет выв среднем по скважинам забойное давление со- носиться в скважину. ставляет 34,5 МПа, а среднее давление в зоне дренирования - 40,0 МПа. Список литературы
Давление начала конденсации по резуль- 1 Гриценю АИ руководсгво п° ителедотанию
татам исследований было принято в размере
скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алимов, О.М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.
Decrease of the condensate output at depletion drive of carbonate reservoirs
V.N. Cheltsov1*, T.V. Cheltsova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Cheltsov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. On example of the Karachaganak oil-gas-condensate field (KOGCF) this article reveals peculiarities of accounting condensate losses in a bed for gas-condensate fields with high content of the heavy hydrocarbons (beginning from pentane) in course of the comparative assessment of depletion drive and cycling field development. In respect to the KOGCF conditions a procedure for calculating C5+B output using results of pressure measurements at the head and the bottom of a well after its shutdown is developed. By difference between the named pressure values the average related density of a fluid mixture along a well column was calculated. And the density value was used for calculation of the C5+B output from a bed. The procedure was adjusted to the results of the well gas-condensate tests carried out using the Porta-Test instrument. In comparison with the Porta-Test measurements, the advantage of the new procedure is in the repeated spotting of each well. The total amount of measurements many times exceeded the amount of the Porta-Test measurements. It gave an opportunity to plot reliably C5+B output against a current value of pore pressure by four groups of wells with different depths of working bed intervals. As a result, for given depths the dewpoint pressures and C5+B outputs were determined up to the pore pressure value of 30 MPa, which constituted nearly a half of the initial pore pressure. Under this pressure the amount of condensate losses in the bed came to 300 g/m3 of the separator gas against the 500 g/m3 amount, calculated using a constant volume depletion curve with the initial condensate-gas factor of 700 g/m3.
Keywords: losses of condensate, gas-condensate tests of wells, cycling, output of C5+B, density of a mixture. References
1. Gritsenko, A.I., Z.S. Alimov, O.M. Yermilov et al. Guide on well testing [Rukovodstvo po issledovaniyu slvazhin]. Moscow: Nauka, 1995. (Russ.).
