CC BY
309
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИЗУЧЕНИЯ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ
Д.В. Люгай, В.И. Лапшин, А.Н. Волков, И.М. Шафиев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Экспериментальные исследования на установках PVT занимают важное место при изучении параметров пластовых газоконденсатных систем, определяющих их фазовое состояние и поведение, а также характеризующих состав и свойства равновесных фаз при изменении термобарических условий. На основе полученной информации осуществляется подсчет запасов, разрабатываются технико-технологические решения проектирования разработки месторождений, систем подготовки и переработки УВ сырья.
Для обеспечения представительности отобранных проб газа сепарации и нестабильного конденсата режим работы скважины и используемое сепарационное оборудование должны соответствовать определенным требованиям. К их числу относятся: оптимальные депрессия на пласт, скорость газового потока на башмаке НКТ и параметры сепарации.
Модель пластовой газоконденсатной системы создается из газа сепарации и нестабильного конденсата путем их рекомбинирования.
Цикл экспериментальных работ по изучению фазовых превращений условно разделяется на подготовительный этап, включающий рекомбинацию газоконденсатной смеси, перевод ее в рабочую камеру PVT, и этап непосредственного исследования методом контактной, дифференциальной или контактно-дифференциальной конденсации.
Методика проведения исследований на установках УГК-3 и УФР-2 [1, 2] включает вакуумирование межпоршневого пространства до остаточного давления, а также заправку камеры PVT пробами газа сепарации и нестабильного конденсата, замеренными при отборе на скважине, в соответствии c их конденсатогазовым фактором. Исходя из объема загруженного газа, по формуле (1) рассчитывается объем нестабильного конденсата, подлежащего загрузке в камеру,
V _ 293Рзаг • V г [1 - Р(Рзаг - Ротб )][1 + a(t заг ~ tотб )]q (1)
к 106 TZ ’
где Рзаг - давление в камере после разгрузки пробы газа, МПа; V\ - объем газа, загруженного в камеру при давлении загрузки и комнатной темпера-
туре, л; в - коэффициент сжимаемости конденсата, 1/МПа; Ротб - давление, при котором отобраны пробы газа из сепаратора, МПа; а - коэффициент термического расширения конденсата, 1/°С; t3az - температура, при которой конденсат загружается в камеру, °С; tom6 - температура, при которой были отобраны пробы из сепаратора, °С; q - величина, обратная газовому фактору, м3/м3; T - стандартная температура; Z - коэффициент сжимаемости газа.
При содержании конденсата в пластовой смеси менее 100 см в камеру необходимо загружать максимально возможный объем газа, что осуществляется поршневой поджимкой.
Применение установок нового поколения Magra-PVT, АСФ-PVT, Ruska-PVT, имеющих гораздо лучшее по сравнению с отечественными техническое оснащение, создает возможность разработки более совершенных методик исследования газожидкостных систем [3].
Расчет давления для заправки необходимого объема газа предлагается производить по формуле РТ VZ
р = 1 о1 «г (2)
ап TV ’
где Рзап - давление заправки; Р0 - стандартное давление, МПа; Vz - объем газа, введенного в камеру при давлении загрузки и комнатной температуре, л; V - объем камеры, л; Т0 - стандартная температура, К; Тк - комнатная температура, К; Z - коэффициент сжимаемости, определенный экспериментальным путем.
Заправка камеры PVT производится следующим образом. Из транспортного контейнера в камеру рекомбинации передавливается необходимый объем газа (обычно 100 л), который контролируется давлением загрузки, рассчитанным по формуле (2). В случае, когда расчетное давление в процессе загрузки газа точно не устанавливается, необходимо рассчитать фактический объем газа, загруженного в камеру Vz,ф по формуле:
Р VT
Vгф = . (3)
ф Р0Т Z w
0 зап
Если газоконденсатная смесь рекомбинируется из газа сепарации и стабильного конденсата, то необходимый объем конденсата рассчитывается по формуле :2
VK Cm = 10-3 Vi4 • КГФ • к, (4)
где VKcm - объем конденсата, который необходимо загрузить в камеру PVT
при температуре сепарации и давлении загрузки, см3; КГФ - конденсато-
газовый фактор, см3/м3; к - поправочный коэффициент, представляющий собой отношение объема стабильного конденсата при давлении и температуре загрузки к объему стабильного конденсата при стандартных давлении и температуре.
В случае заправки нестабильного конденсата предлагаются следующие формулы для расчета его необходимого количества:
VK.3an VK.Hac AVK
(5)
3
где VK.Hac - объем насыщенного конденсата при условиях сепарации, см :
V . • КГФ
v = V_^P-------------------------------------------------------нас_ . (6)
кнас Р0 • 103 ’ w
А VK - поправка на сжимаемость нестабильного конденсата:
AVk = Pk АР • VKMac, (7)
где рк - коэффициент сжимаемости конденсата, МПа-1 (определяется по результатам экспериментальных исследований):
в = AV, , (8)
к AP • Vk
где V к - изменение объема нестабильного конденсата от начального до заданного давления (давление заправки Рз);
АП = AVC4 + АVp^(P) - AVk(P), (9)
где AVC4 - изменение объема насыщенного конденсата по счетчику; AVP.ж(Р) - поправки на сжимаемость рабочей жидкости от давления.
Точный объем нестабильного конденсата, необходимый для рекомбинации, получают следующим образом. На скважине одновременно отбираются несколько контейнеров с нестабильным конденсатом, которые дегазируются в лаборатории, при этом определяются объем газа дегазации и коэффициент усадки. Пробы нестабильного конденсата считаются кондиционными, если разница коэффициентов усадки, определенных в лабораторных и промысловых условиях, не превышает 2-3 %.
Загрузка нестабильного конденсата в камеру PVT проводится при давлении на 5,0-10,0 МПа выше давления насыщения.
В качестве мероприятий, направленных на повышение качества рекомбинирования, рекомендуется: для проб газа сепарации - установить отсутствие/наличие жидкой фазы, для проб нестабильного конденсата (помимо оценки герметичности и однофазности) - провести опыт однократного разгазирования.
Используя данные о конденсатогазовом факторе, результатах однократного разгазирования, составе и свойствах газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, рассчитывают состав рекомбинируемой пробы, который для контроля сопоставляют с исходным составом пластовой газоконденсатной смеси.
После соответствующей расчетной корректировки соотношения газовой и жидких составляющих используются при расчете количества загружаемого в камеру PVT нестабильного конденсата, что позволяет достичь необходимой точности рекомбинирования изучаемой газоконденсатной смеси.
Достоверное определение объема газа сепарации, загруженного в камеру PVT, имеет важное значение, т. к. этот параметр используется при расчете количества загружаемого нестабильного конденсата. Поэтому коэффициент сжимаемости газа сепарации необходимо определять экспериментальным методом, а выход конденсата при различных давлениях и температурах сепарации - с помощью сепаратора высокого давления с построением изотерм и изобар конденсации.
Комплекс основных экспериментальных исследований газоконденсатных смесей, разработанный в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», включает:
■ контактную конденсацию;
■ дифференциальную конденсацию с построением кривой потерь нестабильного конденсата;
■ дифференциальную конденсацию с построением кривой потерь дегазированного конденсата;
■ контактно-дифференциальную конденсацию.
Этот комплекс исследований проводится при пластовой температуре и является базовым при изучении газоконденсатных систем с содержанием конденсата более 25 г/м .
Разработан также метод определения выхода конденсата при различных давлениях и температурах сепарации с помощью сепаратора высокого давления с построением изотерм и изобар конденсации.
Контактная конденсация - это исследование газоконденсатной системы постоянной массы в замкнутом объеме, которое позволяет определить: давление начала конденсации пластовой или модельной газоконденсатной смеси; объем конденсирующейся жидкости при снижении давления от пластового до минимально возможного (в зависимости от объема исследуемой смеси) и построение на основе этих данных изотерм контактной конденсации. Контактная конденсация соответствует фазовым
процессам, происходящим при движении газоконденсатной смеси в подъемнике (скважине), промысловых трубопроводах и сепараторе. При наличии изотерм контактной конденсации, снятых на различных температурах в диапазоне от -20 до +200 °С при постоянном содержании конденсата, строится фазовая диаграмма исследуемой смеси. Определение точки давления начала конденсации Рн.к - наиболее сложная часть исследования.
Исследование газоконденсатной смеси методом контактной конденсации проводится следующим образом. После завершения загрузки газа сепарации и нестабильного (стабильного) конденсата в камере PVT создают пластовую температуру, начинают перемешивание полученной смеси и поэтапно поднимают давление до пластового, осуществляя при этом контроль за процессом растворения конденсата. По завершении создания в камере PVT термобарических условий пласта и отстаивания после перемешивания оценивают фазовое состояние рекомбинированной пробы газоконденсатной смеси. При отсутствии в камере PVT нерастворившейся жидкой фазы рекомбинированная проба признается аналогичной начальной пластовой и подготовленной к дальнейшим исследованиям. Наличие в камере PVT нерастворившейся углеводородной жидкости свидетельствует о поступлении на забой скважины пластового флюида в жидкой фазе или ошибке в определении промыслового конденсатогазового фактора.
Точка начала конденсации в зависимости от величины конденсато-содержания, температуры, состава смеси может определяться по следующим признакам:
_ _ _ _ w _
■ по резкому потемнению цвета пластовой смеси с последующим появлением множества мельчайших пузырьков, напоминающих моросящий дождь, и выпадением капель жидкости из смеси непосредственно на смотровое стекло;
■ при появлении пленки конденсата на поверхности рабочей жидкости или поршня.
Давление начала конденсации можно оценить по экстраполяции кривой изотермы на ось давления. Для этого необходимо тщательно снимать первые три точки изотермы контактной конденсации, которые должны характеризоваться минимальным количеством выпавшей жидкой фазы и находиться как можно ближе к точке начала конденсации.
При снятии замеров особое внимание следует обратить на момент получения точки максимальной конденсации, после которой в смеси начинается процесс обратного испарения жидкости и, как следствие, время стабилизации на режимах увеличивается до 5-8 ч.
На рис. 1 приведены изотермы контактной конденсации, построенные в результате исследований газоконденсатных систем с различным содержанием жидкой углеводородной фазы, состав которых приведен в табл. 1.
Фазовая диаграмма характеризует зависимость фазового состояния пластовой или модельной газоконденсатной смеси от изменения температуры и давления. Строится она на основании кривых контактной конденсации.
Фазовые диаграммы строятся в координатах давление - температура и давление - конденсатосодержание (газосодержание).
1. Давление - температура. В выбранной системе откладываются точки, которые представляют собой отношение объема выпавшего сырого конденсата (Ук) к объему всей рабочей смеси (Усм) в процентах. После этого точки с одинаковыми значениями процентного содержания жидкой фазы соединяются изолиниями (изоплерами). Составы и фазовые диаграммы
о ^ о _ /■”' /Л
модельной и реальной газоконденсатных смесей приведены в табл. 2 и на рис. 2.
Таблица 1
Составы модельных сероводородсодержащих смесей, использованных для исследования методом контактной конденсации
Компоненты, % мол. / параметры Смеси с конденсатосодержанием, г/м3 (сухого газа)
181 277 401 562
И28 21,11 20,94 20,60 20,23
о и 11,25 11,14 10,98 10,78
к и 60,89 60,27 59,41 58,32
С2Н6 1,70 1,69 1,66 1,63
С и) Н 00 0,88 0,89 0,88 0,87
С4Н10 0,59 0,62 0,70 0,71
С5+ 2,87 3,75 5,08 6,79
N2 0,71 0,70 0,69 0,67
Давление начала конденсации, МПа 34,9 40,8 38,5 37,0
о
СГ
*
ф
3
О)
гД
ю
О
Давление, МПа
Рис. 1. Изотермы контактной конденсации для сероводородсодержащих газоконденсатных систем с различным содержанием конденсата: 1 - 185 г/м ; 2 - 277 г/м ;
3 - 401 г/м3; 4 - 562 г/м3
Таблица 2
Составы модельной и реальной газоконденсатных смесей
Компоненты/ параметры Модельная смесь (метан + конденсат), % об. Газоконденсатная пластовая смесь Астраханского ГКМ (скв. 8-Э), % об.
И28 - 26,02
СО2 - 11,87
СН4 93,14 53,45
С2Н6 0,09 2,33
СзН8 0,01 1,11
С4Н10 - 0,61
С5+ 4,36 3,89
N2^ 2,40 0,72
Конденсатосо- держание 320 г/м3 280 г/м3
Плотность конденсата 0,803 т/м3 0,812 т/м3
Тип конденсата ароматический ароматический
Рис. 2. Фазовые диаграммы пластовых смесей (содержание насыщенной жидкой фазы - 5,0 %): а - модельная (метан + конденсат); б - газоконденсатная пластовая смесь Астраханского ГКМ (скв. 8-Э)
2. Давление - конденсатосодержание (Тт = 110 °С) (рис. 3). 70
60
50
га
с
5 40
І 30
4
20
10
о
р л.нач
Газоконд энсатная о бласть Жидкости ая область
.1
Ж 4/ Л' у |уЬ / г / 1 "'-у ' С - А | Критическ а я точка - —100%
( / ( ГУ ** // ( і 'Ч 5 - -П.80 * 0370 3
\ \ V ч ^ ч 4 ч ^ ч ^ 40 -?ГГ 30
— 2 5'10
200 40 0 6 с 0 вс ш юс 0 120
Содержание У В С5+, г/м3
Рис. 3. Фазовая диаграмма газожидкостных смесей с различным содержанием С5+, давление начала конденсации: А - Астраханского ГКМ; А - модельных смесей
Сложности при определении давления начала конденсации могут возникать как при низком содержании конденсата в пластовом газе, так и при исследовании переходных систем, где точное построение изотерм конденсации приобретает особую значимость (рис. 4) [4]. В первом случае трудно определить начало процесса выпадения конденсата, во втором -установить, что происходит: выделение газа или выпадение конденсата. Поэтому чем ближе к критической точке, тем сложнее построить изотерму конденсации, т.к. требуется постоянно поддерживать давление в узком диапазоне значений.
Эксперименты, проведенные в широком диапазоне изменения состава и температуры, позволяют не только решать задачи идентификации фазового состояния конкретных объектов, но и прогнозировать его изменение по продуктивному разрезу (рис. 5).
В свою очередь построение фазовой диаграммы в координатах давление - состав позволяет оценить характер изменения фазового поведения газоконденсатной смеси в процессе снижения пластового давления до давления максимальной конденсации, сопровождающегося выпадением конденсата в пласте. Условность этой оценки обусловлена закономерным облегчением конденсата за счет потери его наиболее высокомолекулярной части при снижении давления ниже давления начала конденсации.
Наиболее сложным при построении фазовых диаграмм является достоверное обозначение критической точки, которую в большинстве случаев определяют путем экстраполяции изоплер равного содержания жидкости. Повышение точности определения критических параметров можно добиться путем анализа изменения фазовых характеристик (давления максимальной конденсации или максимального количества выпадающего конденсата) в околокритической области.
При дифференциальной конденсации исследуется изменение давления и массы газа при постоянном объеме смеси. Это позволяет определить те же параметры, что и при проведении контактной конденсации, а также:
■ параметры пластовой смеси при разработке залежи;
■ коэффициент конденсатоотдачи системы или пластовые потери жидкой фазы;
■ состав пластовой смеси на любой стадии эксперимента.
Рис. 4. Изотермы конденсации газоконденсатной смеси Печоргородского ГКМ при различных температурах (5, 10, ... °С) и содержании УВ С5+
160
140.
120
0
м
£100
н
ш
Cl
(!)
1 80
60
40
Газокої шенсаі ные
смеси
*"Лр НесЬт? ные см эси
— а / 1 / 1
/ /| « г і « 1 1 I » 1 Ї
V * і : 1 I * 1 1 J *
1000 1100 1 200 1300
1400
1500 1600 1700
Содержание УВ С5„ г/м3
Рис. 5. Зависимость критической температуры от содержания компонентов УВ C5+ для Югид-Соплесского НГКМ
Дифференциальная конденсация проводится в камере РУТ по той же схеме, что и контактная конденсация, но при этом ступенчатое снижение давления в системе производится путем перевода части газа в газометр. На каждом режиме замеряется объем выпавшей жидкой фазы, количество
выпущенного газа и конденсата, регистрируются параметры смеси и производится отбор проб выпущенного газа для хроматографического анализа. Первая ступень снижения давления находится в диапазоне Рпл - Рн.к. От давления начала конденсации (Рнк) до давления максимальной конденсации (Рм к) в камере РУТ идет увеличение объема выпавшего конденсата. При дальнейшем изменении давления (Рм.к) до 0,1 МПа происходит испарение и объем жидкой фазы в камере РУТ уменьшается. Исследования проводятся до тех пор, пока давление в камере РУТ не станет атмосферным, после чего выпавший в камере конденсат отбирается и определяются его физико-химические свойства.
Выпуск пробы производят по 10-20 % от объема загруженного газа в час. При этом устанавливают такие интервалы снижения давления, чтобы получить 6-8 точек для построения кривой изотермы дифференциальной конденсации и пластовых потерь нестабильного конденсата (рис. 6). Составы пластовых и модельных смесей приведены в табл. 3.
Для построения кривой дифференциальной конденсации стабильного конденсата (С5+) после каждого этапа снижения давления и замера количества нестабильного конденсата производятся его выпуск и стандартная сепарация. По данным замера количества нестабильного и стабильного конденсата определяется коэффициент усадки. Исходя из данных замера количества нестабильного конденсата и коэффициента усадки, вычисляются общее количество стабильного конденсата и его плотность. Затем камера РУТ освобождается от содержимого, после чего описанный цикл повторяется при более низком давлении. На основе полученных данных строится кривая дифференциальной конденсации потерь нестабильного
3 3 3
(см /м ) и стабильного (г/м ) конденсата при пластовой температуре и рассчитывается изменение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе, а также суммарное извлечение конденсата из пласта. Кривые пластовых потерь нестабильного и стабильного конденсата пластовой смеси в залежи БУ8-9 Ен-Яхинского НГКМ (состав, % мол.: С1 -80,842; С2 - 6,044; С3 - 3,761; 1СА - 0,790; пСА - 0,921; С5+ - 6,324; СО2 -0,273; N2+p - 1,045) приведены на рис. 7.
Основными недостатками описанного метода являются длительность процесса определения пластовых потерь, сложность точного воспроизведения состава пластовой смеси при ее многократной рекомбинации, что влияет на достоверность результатов исследования.
Для устранения этих недостатков авторами настоящей статьи разработан способ проведения дифференциальной конденсации и определения
пластовых потерь [5]. Предлагаемый способ, в отличие от известных методов, основан на исследовании одной рекомбинированной пластовой смеси.
Таблица 3
Состав пластовых смесей скв. 42, 43 Астраханского ГКМ и модельной смеси, используемых для исследования методом дифференциальной конденсации
Компоненты / параметры Пластовые смеси скважин, % мол. Модельная смесь, % мол.
42 43
H2S 23,35 21,63 27,42
(N 2O С 12,06 15,61 17,15
^+р 0,75 0,42 0,49
СН4 55,16 55,30 47,30
С2Н6 2,4? 1,99 1,39
6 Н 2 С 1,15 0,94 0,81
о к и - 0,84 0,06 0,19
W-C4H10 0,00 0,11 0,52
C5+ 4,22 3,94 4,73
Давление начала конденсации, МПа 39,6 39,8 39,2
При разработке способа были учтены особенности поведения газоконденсатной смеси при дифференциальной конденсации, а именно: от давления начала конденсации (РНкк) до давления максимальной конденсации (Рм к) в камере PVT наблюдается увеличение объема выпавшего конденсата. При дальнейшем изменении давления (Рм. к) до 0,1 МПа происходит испарение выпавшего конденсата и объем жидкой фазы в камере PVT уменьшается.
Для реализации предложенного способа определения пластовых потерь конденсата была сконструирована и изготовлена новая камера высокого давления (рис. 8). Ее главной особенностью является специальный вентиль (7), который позволяет на любой стадии изучения пластовой системы отсекать газовую часть камеры PVT от жидкостной. Установка включает основные узлы антикоррозионной установки Magra-PVT. При определении пластовых потерь рекомбинация проводится в соответствии с газоконденсатным фактором, полученным при исследовании скважины. Для этого в камеру PVT 0,7 л (13) загружаются газ сепарации и конденсат, отобранные при газоконденсатных исследованиях скважины, в камере создаются пластовые давление и температура, конденсат растворяется в газе и образуется пластовая смесь. Рекомбинированная пластовая смесь
переводится в специальную камеру высокого давления (1), затем проводится дифференциальная конденсация. При этом на каждой ступени исследования - от Р\ до Рмк - выпавший в конденсатной части камеры высокого давления насыщенный конденсат отсекается от газовой фазы специальным запорным вентилем (7).
аз
оз
о
X
ш
?
о
2
о
X
-О
с;
s
ю
05
I-
S
ю
о
Давление, МПа
Рис. 6. Изотермы дифференциальной конденсации смесей: 1, 2 - изотермы пластовых смесей скв. 42, 43 Астраханского ГКМ; 3 - изотерма модельной смеси
Выпавший насыщенный конденсат разгазируют, газ дегазации собирают в газометр (9), а конденсат в мензурку (8), определяют плотность и объем собранных флюидов. В сохраненную в газовой части камеры высокого давления газоконденсатную смесь вводятся весь собранный газ и конденсат и проводится дальнейшая дегазация - от давления Рм.к до давления Р = 0,1013 МПа. Следует отметить, что при этом происходит испарение насыщенного конденсата. После достижения давления Р = 0,1013 МПа из камеры извлекается оставшийся конденсат и определяются конечные пластовые потери.
Описанный способ определения пластовых потерь был реализован при исследовании пластовой смеси скв. 107 Карачаганакского НГКМ следующего состава (% мол.): С1 - 75,05; С2 - 5,37; С3 - 2,94; С4 - 1,24; С5+ - 6,71; H2S - 3,32; CO2 - 5,18; N2+p - 1,18. В камеру PVT при давлении
11,28 МПа и температуре 291 К было загружено 54,05 л газа сепарации и
33
40,8 см сырого конденсата (плотность стабильного конденсата 0,760 г/см ).
При давлении 55,0 МПа и пластовой температуре 345 К смесь была приведена в газообразное состояние, после чего переведена в камеру давления (1), где при пластовых давлении 52,6 МПа и температуре 345 К по описанной выше схеме была проведена дифференциальная конденсация. Результаты исследования приведены в табл. 4.
300
250
200
0 -
г о
XI
1 ° ю £
2 § □ (О <п го
1 ь
2 ..
о ГО
(= 5 _ и
А ГО CD f-О ГО
Ь X
ГО <D
,5 5 100
50
.. °
,"0 2 <5 V \
T U-' \
N 4
%
Пластовое давление. МПа
Рис. 7. Пластовые потери нестабильного (1) и стабильного (2) конденсата при снижении пластового давления в залежи БУ8-9 Ен-Яхинского НГКМ
Предлагаемым способом можно определить количество выпавшего стабильного конденсата на каждом из шести - восьми интервалов давления, определить его плотность и рассчитать пластовые потери. Экспериментальные работы проводят с одной пластовой смесью.
Развитие современной хроматографии позволяет существенно повысить информативность экспериментальных исследований методом дифференциальной конденсации. Это связано в основном с более глубокими исследованиями выпавшего стабильного конденсата, позволяющими прогнозировать состав и свойства добываемого конденсата.
Оснащение исследовательских подразделений новыми установками PVT (Ruska-2370, Chandler Engineering-3000, Vinci Technologies) определило технологию проведения контактно-дифференциальной конденсации.
Контактно-дифференциальная конденсация проводится в камере PVT на каждой ступени снижения давления в два этапа. На первом этапе снижение давления происходит за счет увеличения объема камеры (посредством перемещения поршня) при сохранении постоянства массы загруженной пластовой смеси. Затем смесь выдерживают до стабилизации и замеряют количество выпавшей жидкой фазы. На следующем этапе производят выпуск газа из камеры при поддержании текущего давления в смеси до достижения первоначального объема камеры. В дальнейшем все этапы повторяются до достижения в камере атмосферного давления.
Таблица 4
Результаты дифференциальной конденсации пластовой смеси скв. 107 Карачаганакского НГКМ
Давление, МПа 40,1 29,7 20,4 10,0 5,7 0,1
Количество выпавшего конденсата (насыщенного), см3 0,34 17,34 2б,11 24,79 22,84 15,7
Количество выпавшего конденсата (насыщенного) на пластовый газ, см3/м3 б, 12 342,б 522,2 495,8 45б,8 314,0
Количество выпавшего конденсата (стабильного), см3 0,30б 13,70 20,79 17,35 15,99 15,7
Количество выпавшего конденсата (стабильного) на пластовый газ, см3/м3 5,51 24б,б7 375,98 312,35 287,78
Плотность стабильного конденсата, г/см3 - 0,800 0,785 0,78б 0,788 0,790
Опыты, проведенные по технологиям контактно-дифференциальной и дифференциальной конденсации, дали сопоставимые результаты фазового поведения двух рекомбинированных смесей (с незначительным различием содержания конденсата) (рис. 9). В экспериментах использовалась искусственная смесь следующего состава (% мол.): С1 - 87,010; С3 - 7,000; пС4 - 1,110; С6 - 0,703; Су - 0,859; С9 - 1,185; Сш - 0,940; С12 - 1,024; С16 -
0,169. Давление начала конденсации при проведении опыта контактнодифференциальной конденсации составило 29,6 МПа, дифференциальной -28,5 МПа. Разница в давлении обусловлена незначительным различием содержания УВ С5+ в параллельно приготовленных рекомбинированных смесях.
17
17
[и.і 111 ч 11
III
1 1 3
з—І><Н
15
16
З—
18
ї
14
Л—Е
Рис. 8. Схема соединения блоков установки М^га-РУТ с камерой высокого давления для ускоренного определения конденсатоотдачи пласта: 1 - камера высокого давления; 2 - поршень; 3 - канал для заправки газоконденсатной смеси; 4 - смотровое окно; 5 - основной запорный вентиль; 6 - термостатическая камера; 7 - запорный вентиль;
8 - мензурка для сбора конденсата: 9 - газометр; 10 - эндоскоп; 11 - газовый счетчик; 12 - датчик давления и температуры; 13 - камера РУТ (0,7 л); 14 - газовый контейнер; 15 - конденсатный контейнер; 16 - манометр;
17 - насос; 18 - датчик объема
оо
Совершенствование методик экспериментального изучения __________________________________________________________________________________фазовых превращений газоконденсатных систем
12,0
10,0
со
н-
со
о
Ф 8,0
о
3
со
со
3 4,0 ----------------------------------------------------
о° \Л
2 \\
О) \\
«О 2,0--------------------------------------------\\--------
О \\
0,0 1--------------------------------------------------
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00
Рис. 9. Изотермы конденсации газоконденсатной смеси:
—•— дифференциальная; —о— контактно-дифференциальная
Список литературы
1. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, 3.С. Алиева. - М.: Недра, 1980. -301 с.
2. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А. И. Гриценко, И. А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. - М.: Недра, 1995. - 432 с.
3. Лапшин В.И. Проведение исследований фазового состояния пластовой смеси на установке Magra-PVT фирмы «Альстом-Атлантик АСВ» / В.И. Лапшин, Ю.Ю. Круглов, А.П. Желтов // Экспрес. информ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. -1987. - № 5. - С. 4-7.
4. Волков А.Н. Физическое моделирование состава и фазового поведения углеводородных систем глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений: дис. ... канд. техн. наук. - Ухта, 2003.
5. Устройство для определения пластовых потерь ретроградного конденсата: патент 2209298 Рос. Федерация / В.И. Лапшин, А.И. Масленников. - Заявл. 06.12.2001; опубл. 14.10.2002.
