CC BY
30
УДК 622.279.5.001.42 (470.13)
Совершенствование системы контроля газоконденсатной характеристики пласта на поздней стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений
Ключевые слова:
нефтегазоконден-сатное
месторождение,
поздняя стадия
разработки,
газоконденсатная
характеристика,
PVT-исследования.
А.В. Поляков1*, А.Н. Волков1
1 Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169314, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1а * E-mail: a.polyakov@sng.vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Система контроля газоконденсатной характеристики (ГКХ) пласта является одним из основных информационных источников на всех стадиях эксплуатации месторождения. По результатам контроля ГКХ изучают состав и свойства пластовой газоконденсатной системы, продукции, поступающей в скважины, а также получают сведения для решения задач учета и планирования добычи конденсата, оперативного и стратегического управления разработкой.
Контроль ГКХ на поздней стадии разработки нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) может быть осложнен целым рядом факторов: значительным ухудшением технико-технологических условий проведения промысловых исследований, развитием процесса прямого испарения ретроградного конденсата, поступлением дополнительного притока жидких углеводородов (ЖУВ). Существующие методы контроля не позволяют учесть эти факторы.
В статье предлагается при контроле ГКХ пласта на поздней стадии разработки НГКМ проводить в два этапа дополнительный комплекс PVT-исследований, который будет учитывать особенности фазового поведения пластового газа на данной стадии разработки месторождения. Предполагается, что на первом этапе исследований решается задача уточнения состава пластового газа и выявления наличия дополнительного притока ЖУВ (определение его количественных и качественных характеристик), а на втором для уточненного состава пластового газа идентифицируется развитие процесса прямого испарения.
Разработанный подход внедрен в систему контроля ГКХ по месторождениям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП). Подход позволил обосновать развитие процесса прямого испарения на одном из месторождений Тимано-Печорской НГП и обеспечить эффективный контроль ГКХ. Данный подход можно использовать как составную часть систем контроля ГКХ других НГКМ.
Система контроля газоконденсатной характеристики (ГКХ) является неотъемлемой и важной информационной составляющей в ходе всего жизненного цикла месторождения. Ее реализация обеспечивает оперативное и стратегическое управление разработкой, в том числе ведение учета и планирования добычи углеводородного (УВ) сырья. Традиционный контроль ГКХ разрабатываемых месторождений включает:
• промысловые газоконденсатные (ГКИ) и газодинамические исследования для определения конденсатогазового фактора (КГФ) с отбором сепараторных проб пластовых флюидов, замера текущих пластовых термобарических условий;
• лабораторные исследования физико-химическими и хроматографическими методами для определения состава и свойств пластовых флюидов;
• расчет состава и свойств добываемого пластового газа;
• сравнительный анализ текущих и прогнозных параметров ГКХ.
Разработка нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) на поздней стадии сопровождается значительным ухудшением технико-технологических условий проведения промысловых исследований (что может привести к некорректному замеру КГФ), развитием процесса прямого испарения ретроградного конденсата при снижении пластового давления в область давления максимальной конденсации и ниже, поступлением дополнительного притока жидких углеводородов (ЖУВ). Специфика поздней стадии разработки требует совершенствования методов контроля ГКХ, поскольку традиционный подход не позволяет верифицировать промысловые
ООО
О О ООО О О
Р , t
г загр' загр
р , t
* пл' ш
Рис. 1. Схема проведения экспериментов для скважин, характеризующихся дополнительным поступлением ЖУВ. Этапы: а - загрузки (рзагр, - исходные значения давления и температуры соответственно); б - приведения условий к пластовым;
в - удаления ЖУВ
исследования, однозначно идентифицировать процессы, происходящие в пласте, количественно и качественно охарактеризовать дополнительный приток ЖУВ.
Для повышения эффективности реализуемой системы контроля ГКХ на поздней стадии разработки НГКМ Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) внедрен дополнительный комплекс исследовательских работ, учитывающий особенности фазового состояния и поведения пластовой УВ системы. Основу этих работ составляют экспериментальные исследования на РУТ'-установке, выполнение которых в общепринятой практике предусмотрено на начальной стадии изучения ГКХ.
К отличительным особенностям фазового поведения пластового газа в области давления максимальной конденсации и ниже следует отнести отсутствие выпадения конденсата в процессе снижения давления при пластовой температуре (выпадение происходит только при изменении температуры) и поступление в составе продукции скважин дополнительного притока ЖУВ (ретроградный конденсат, нефть).
С учетом этих особенностей разработан подход к проведению РУТ-исследований с возможностью верификации выполненных ГКИ,
1 PVT - акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура).
уточнения состава добываемого пластового газа и диагностирования развития процессов прямого испарения и двухфазной фильтрации [1]. Данный подход позволяет повысить информативность исследований в отношении скважин как с дополнительным притоком ЖУВ, так и без него. В целом экспериментальную часть исследования можно разделить на два этапа. На первом этапе уточняется состав пластового газа и выявляется наличие/отсутствие дополнительного притока ЖУВ. На втором этапе работ для уточненного состава пластового газа идентифицируется развитие процесса прямого испарения.
Первый этап эксперимента для скважин, ха-растеризующихся отсутствием поступления дополнительного притока ЖУВ, заключается в построении изобары полного растворения конденсата путем проведения серии опытов контактной конденсации при постоянном давлении для систем с КГФ, близким (±10...20 %) полученному по результатам промысловых исследований. Далее на основании изобары полного растворения конденсата проверяется правильность определенного содержания углеводородов группы С5+ или уточняется его значение исходя из данных о пластовой температуре.
На втором этапе для УВ смеси с уточненным содержанием С5+ при пластовой температуре проводится опыт контактной
конденсации. Отсутствие выпадения жидкой фазы при снижении давления позволяет диагностировать проявление процесса прямого испарения.
Для скважин, характеризующихся поступлением дополнительного притока ЖУВ, на первом этапе решается задача определения количественной и качественной характеристик дополнительного притока ЖУВ и определения содержания С5+ в равновесной газовой фазе, отождествляемой с пластовым газом, для текущих термобарических условий. Комплекс экспериментальных исследований заключается в идентификации фазового состояния при текущих термобарических условиях с последующим проведением опытов, направленных на изучение состава и свойств сосуществующих равновесных фаз. Схема эксперимента представлена на рис. 1. Второй этап проводится по аналогии.
После загрузки в камеру РУТ газа сепарации и необходимого в соответствии с промысловыми данными количества нестабильных ЖУВ (см. рис. 1а) рекомбинированный образец продукции скважин приводится к текущим термобарическим условиям (пластовым давлению рш и температуре /пл) (см. рис. 1б) и замеряется количество нерастворившейся жидкой фазы (НЖФ). Далее при поддержании постоянного давления НЖФ выводится из камеры РУТ по схеме опыта однократного раз-газирования с замером объема газа дегазации и массы дегазированных жидких углеводородов (см. рис. 1в), а также отбором проб этих потоков на хроматографические и физико-
химические исследования. На основе полученных результатов рассчитывается состав НЖФ, равновесной газовой фазы и продукции скважины. После удаления НЖФ при необходимости часть равновесной газовой фазы при поддержании постоянного давления выводят из камеры РУТ по схеме одноступенчатой сепарации (см. рис. 1в) с отбором и анализом газовой и жидкой фаз. По результатам сепарации также появляется возможность рассчитать состав равновесной газовой фазы и сопоставить его с составом пластового газа скважин «сухого» поля.
Предложенный подход апробирован при контроле ГКХ на месторождениях Тимано-Печорской НГП. Далее приведены результаты исследований для одной скважины «сухого» поля и одной скважины, характеризующейся дополнительным притоком ЖУВ.
Месторождение 1. Скважина «сухого» поля
Пробы газа сепарации и нестабильного конденсата отбирались при рпл = 5,3 МПа (табл. 1), ^ = 88,6 °С. Согласно промысловым ГКИ содержание углеводородов группы С5+ в пластовом газе составило 94 г/м3.
В ходе РУТ-исследований проведена серия опытов контактного растворения при пластовом давлении для УВ смесей с содержанием С5+ 70, 84 и 97 г/м3. По результатам экспериментов построены кривые изобарического растворения жидкой фазы и изобара полного растворения конденсата (рис. 2). Для tШ1 = 88,6 °С содержание С5+ составило 89,8 г/м3, что на 4 г/м3 ниже значения, определенного по результатам ГКИ.
Таблица 1
Составы проб газа сепарации и нестабильного конденсата
Компонент Газ сепарации Нестабильный конденсат
молярная доля, % массовая доля, % молярная доля, % массовая доля, %
СН4 86,14 72,59 11,83 2,56
С2Н6 7,36 11,63 6,47 2,63
С3Н8 2,76 6,39 8,10 4,82
1С4Н10 0,46 1,40 3,36 2,63
ПС4Н10 0,71 2,17 8,86 6,95
1С5Н12 0,18 0,69 7,10 6,92
ПС5Н12 0,14 0,54 8,13 7,92
Сб+ 0,10 0,46 45,71 65,34
N2 1,00 1,47 0,07 0,03
со2 1,15 2,66 0,36 0,21
Е 100,00 100,00 100,00 100,00
0,4
100 "5;
90
80
70
О и
о
«
о а
о
«
о
X V
н -
£ Л
5Т
«
о О
60
Температура, °С
Рис. 2. Изобарическое растворение жидкой фазы
На втором этапе РУТ-исследований проведены опыты контактной конденсации при пластовой температуре для системы с уточненным содержанием С5+, составившим 89,8 г/м3. Результаты опыта показали, что в процессе падения давления ниже рпл выпадения жидкой фазы не происходит. Данный факт свидетельствует о развитии процесса прямого испарения.
Таким образом, для рассматриваемой пластовой системы уточнено содержание
углеводородов группы С5+ и идентифицировано развитие процесса прямого испарения.
Месторождение 2. Скважина, характеризующаяся дополнительным притоком ЖУВ
Пробы газа сепарации и нестабильного конденсата отбирались при рпл = 11,9 МПа (табл. 2), = 59,5 °С. Согласно промысловым ГКИ содержание С5+ в пластовом газе составило 100,2 г/м3.
После рекомбинирования УВ смеси, содержащей 100,2 г/м3 С5+, и приведения ее к текущим пластовым условиям (рпл = 11,86 МПа, (пл = 59,5 °С) установлено, что данная система находилась в двухфазном состоянии. Относительный объем НЖФ, который соответствует объему дополнительного притока ЖУВ, составил 0,67 % начального объема системы. Далее произведено выталкивание НЖФ по схеме опыта однократного разгазирования. НЖФ представляла собой жидкость темно-желтого цвета (рис. 3) молярной массой 140 г/моль, газосодержание НЖФ составило 344,1 м3/т. Содержание углеводородов группы С5+ в равновесной газовой фазе после выпуска НЖФ составило 79 г/м3, что согласуется с прогнозной зависимостью содержания конденсата в пластовом газе.
На втором этапе РУТ-исследований проведен опыт контактной конденсации при пластовой температуре для равновесной газовой фазы. Результаты опыта показали, что в процессе снижения давления ниже рпл происходит выпадение жидкой фазы (рис. 4).
Таблица 2
Составы проб газа сепарации и нестабильных ЖУВ
Компонент Газ сепарации Нестабильные ЖУВ
молярная доля, % массовая доля, % молярная доля, % массовая доля, %
СН4 82,96 67,88 28,46 9,12
С2Н6 10,01 15,45 17,79 10,75
С3Н8 3,30 7,53 17,42 15,57
1С4Н10 0,35 1,07 4,05 4,83
ПС4Н10 0,65 1,99 8,66 10,33
1С5Н12 0,17 0,66 3,15 4,78
ПС5Н12 0,16 0,61 2,86 4,29
Сб+ 0,24 1,14 17,23 40,00
N2 1,45 2,06 0,02 0,01
со2 0,72 1,62 0,36 0,32
Е 100,00 100,00 100,00 100,00
I
Рис. 3. Нерастворившаяся жидкая фаза
Рис. 4. Изотермы контактной конденсации равновесной газовой фазы
от целого ряда факторов (пластового давления, дебита скважины, скорости фильтрации и др.). Процесс разделения ЖУВ на ретроградный конденсат и нефть на сегодняшний день является сложной задачей. Один из возможных способов решения задачи разделения флюида может основываться на данных о его физико-
химических свойствах [2].
***
В целом по результатам выполненной работы можно отметить следующее:
• разработан универсальный подход контроля ГКХ на поздней стадии разработки месторождения, который предполагает проведение дополнительного комплекса РУТ-исследований, позволяющих идентифицировать развитие процесса прямого испарения, уточнять состав пластового газа, а также определять количественную и качественную характеристики дополнительного притока ЖУВ;
• разработанный подход внедрен в систему контроля ГКХ на месторождениях Тимано-Печорской НГП, находящихся на поздней стадии разработки. Это позволило идентифицировать развитие процесса прямого испарения по одному из месторождений Тимано-Печорской НГП и повысить точность прогнозных показателей добычи углеводородов;
• подход может стать составным элементом систем контроля ГКХ на других НГКМ для повышения информативности и эффективности исследований.
Таким образом, для рассматриваемой пластовой системы установлены наличие дополнительного притока ЖУВ и отсутствие развития процесса прямого испарения. Также определены содержание углеводородов группы С5+ в пластовом газе и качественная и количественная характеристики дополнительного притока ЖУВ.
Необходимо отметить, что состав и свойства дополнительного притока ЖУВ могут меняться в широких диапазонах в зависимости
Список литературы
1. Поляков А.В. Идентификация направленности ретроградных процессов в газоконденсатной залежи на завершающей стадии разработки / А.В. Поляков, В.И. Лапшин, А.Н. Волков // Газовая промышленность. - 2016. - № 12. -С. 24-28.
2. Волков А.Н. Информационное обеспечение контроля газоконденсатной характеристики
в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений / А.Н. Волков // Недропользование XXI век. - 2012. - № 5. -С. 56-59.
Perfecting control of formation gas-condensate characteristics at late stage of oil-gas-condensate field development
A.V. Polyakov1*, A.N. Volkov1
1 Ukhta Subsidiary of Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1a, Sevastopolskaya street, Ukhta, Komy Republic, 169314, Russian Federation
* E-mail: a.polyakov@sng.vniigaz.gazprom.ru
Abstract. A system of formation gas-condensate characteristics (GCCh) control is one of the main data source at each stage of field operation. Using results of GCCh control they study composition and properties of a bedded gas-condensate system, well products, and acquire information necessary for accounting and planning of condensate output, as well as for real-time and strategic management of field development.
GCCh control at late stage of an oil-gas-condensate field (OGCF) development can be complicated with a number of factors, namely: with serious worsening of technical-technological conditions for field tests, development of direct evaporation of retrograde condensate, additional inflow of fluid hydrocarbons (FH). Current methods of control don't support consideration of the listed factors.
The paper suggests an additional two-step complex of PVT-researches at late stage of OGCF development, which will consider specific (for this stage) peculiarities of bedded gas phase behavior. The first step of tests supposes verification of accurate gas compositions and detection of FH presence (quantitative and qualitative determination of FH's characteristics). The second step of the test should be dedicated to identification of direct evaporation development in respect to improved values of gas compositions.
The said approach is implemented to the system of GCCh control at the fields located in the Timan-Pechora oil-gas-bearing province. It enabled researches to substantiate development of direct evaporation at one of the fields from the Timan-Pechora province and to provide effective GCCh control. This method could be applied as an element of the GCCh control systems at other hydrocarbon fields.
Keywords: oil-gas-condensate field, late stage of field development, gas-condensate characteristics, PVT-research. References
1. POLYAKOV, A.V., V.I. LAPSHIN, A.N. VOLKOV. Identification of retrograde trends in a gas-condensate deposit at a final stage of field development [Identifikatsiya napravlennosti retrogradnykh protsessov v gazokondensatnoy zalezhi na zavershayushchey stadia razrabotki]. GazovayaPromyshlennost. 2016, no. 12, pp. 24-28. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. VOLKOV, A.N. Dataware of gas-condensate characteristics control during development of oil-gas-condensate fields [Informatsionnoye obespecheniye kontrolya gazokondensatnoy kharakteristiki v protsesse razrabotki neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Nedropolzovaniye XXI vek. 2012, no. 5, pp. 56-59. ISSN 1998-4685. (Russ.).
