|
УДК 622.279.34(470.46) |
Экспериментальная оценка коэффициента конденсатоотдачи Астраханского СГКМ
В.И. ЛАПШИН, Н.И. ВОРОНИН, А.П. ЖЕЛТОВ (НВ НИИГГ). Г.Р. ГУРЕВИЧ (МИНГ)
Коэффициент конденсатоотдачи был определен по результатам экспериментов дифференциальной конденсации проб пластовой смеси месторождения. Эксперименты проводились на установке «МАГРА-PVT» с объемом рабочей камеры 3,8 л, рабочее давление до 120 МПа, температура до 473 К [1].
Пластовые пробы отбирались в процессе газоконденсатных исследований скв. 42, 43, 73. Основные результаты исследований приведены в табл. 1. Для обеспечения представительности проб забойное давление поддерживалось выше давления начала конденсации пластовой смеси, равного 38 - 40 МПа [1], а скорость движения газа на забое скважины составляла 2-4 м/с. Продолжительность работы скважины на установившемся режиме составляла 1,5- 2 сут. Изменение потенциального содержания стабильного конденсата или группы С5+высш. в пластовой смеси по площади месторождения составляет 150 - 416 г/м3. Сепарация пластовой смеси проводилась методом промышленных отборов на установке «Порта-Тест».
Рекомбинирование
полученных при исследовании проб газа сепарации и насыщенного конденсата
проводилось следующим образом. В камеру установки «МАГРА-PVT» при комнатной температуре Т3
и давлении заправки р3 вводят заданное количество газа
сепарации 
. Давление
заправки рассчитывают из следующего соотношения:
где VK - геометрический объем камеры рекомбинации, р0, Т0 - давление и температура при стандартных условиях, z - коэффициент сверхсжимаемости газа (определяется экспериментально).
Затем в камеру подается рассчитанное количество насыщенного конденсата, находящегося в контейнере. Давление, при котором это осуществляется, на 5 - 10 МПа превышает величину давления насыщения конденсата при комнатной температуре. Давление насыщения определяют по излому кривой PV при постоянной температуре. Для конденсатов Астраханского СГКМ оно оказалось равным 15 - 20 МПа. Кроме этого, для оценки представительности пробы насыщенного конденсата, находящегося в контейнере, определяют коэффициент усадки этого конденсата и сравнивают с коэффициентом усадки, полученным на промысле. Расхождение не должно превышать 2 - 3 %. Объем вводимого в камеру насыщенного конденсата при комнатной температуре равен
где КГФ - конденсатогазовый фактор, k1 - отношение объема насыщенного конденсата в контейнере (при давлении перевода этого конденсата) к объему контейнера, k2 - отношение объема насыщенного конденсата (при давлении перевода) к объему стабильного конденсата при стандартном давлении.
Для проверки правильности заправки камеры рекомбинации насыщенным конденсатом проводят его разгазирование и измеряют объем стабильного конденсата. Если он равен объему, используемому при расчете состава пластового газа, то заправка насыщенным конденсатом проведена правильно.
Рекомбинирование газа сепарации и насыщенного конденсата в камере ведут при пластовых давлениях и температурах, определенных в процессе исследований скважин на газоконденсатность. Затем рекомбинированную пробу переводят в рабочую камеру.
На рисунке показаны изотермы дифференциальной конденсации пластовых смесей скв, 42, 43 и 73. Составы их представлены в табл. 2. Эксперименты проводились при пластовых температурах.
Давления начала конденсации этих смесей равны соответственно 39,6, 39,3, 38,3 МПа, а давление максимальной конденсации - около 15 МПа.
Незначительно увеличилось конденсатоизвлечение (конденсатоотдача) при уменьшении потенциального содержания конденсата в пластовой смеси. Так, для скв. 42-224 г/см3, Кизв=0,7, скв. 43-257,6 г/м3, Кизв=0,68, модельная смесь - 326 г/м3, Кизв=0,68.
Найденные значения Кизв следует рассматривать как максимально возможные, поскольку не учитывалось вероятное влияние трещиновато-пористой среды, сжимаемости пород при падении пластового давления и других факторов, снижающих добычу конденсата.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лапшин В.И., Круглов Ю.Ю., Желтов А.П. Проведение исследований фазового состояния пластовой смеси на установке МАГРА-PVT. ЭИ ВНИИГазпром. Сер. Геол., бурение и разработка газ. м-ний. - № 5.- 1987.
2. Астраханское месторождение: исследование фазового состояния пластовых смесей / В.И. Лапшин, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. // Газовая промышленность. - 1987.- № 10.- С. 46-48.
Таблица 1
Характеристика скважин и основные результаты исследований
|
Параметры |
Скважины |
|||
|
43 |
42 |
42 |
73 |
|
|
Интервал перфорации, м |
3956-4056 |
3910-3980 |
3910-3980 |
3980-4012 |
|
Пластовое давление, МПа |
60,0 |
60,8 |
60,8 |
61,3 |
|
Пластовая температура, К |
383 |
383 |
383 |
381 |
|
Диаметр штуцера, мм |
10,0 |
6,0 |
8,0 |
14,3 |
|
Забойное давление, МПа |
53,8 |
57,9 |
54,3 |
36,1 |
|
Дебит газа, тыс. м3/сут |
407 |
160 |
291 |
335 |
|
Дебит конденсата, м3/сут |
134,0 |
44,2 |
80,3 |
103 |
|
Конденсатогазовый фактор (КГФ) (стабильный), см3/м3 |
330 |
276 |
275,3 |
308 |
|
Коэффициент усадки насыщенного конденсата |
0,80 |
0,73 |
0,73 |
0,65 |
|
Плотность стабильного конденсата, г/см3 |
0,8120 |
0,8050 |
0,8060 |
0,8168 |
|
Давление сепарации, МПа |
4,90 |
5,98 |
5,9 |
6,09 |
|
Температура, К |
311 |
311 |
308 |
315,5 |
|
Потенциальное содержание газа, г/см3 |
|
|
|
|
|
на пластовый газ |
237,2 |
212 |
207 |
- |
|
на газ сепарации |
257,6 |
221 |
224 |
326,5 |
|
на 1 м3 сухого газа |
247,2 |
218 |
214 |
- |
Составы пластовых смесей скважин 43, 42, 73, %
|
Компоненты |
Скважины |
||
|
43 |
42 |
73 |
|
|
С1 |
55,30 |
54,24 |
47,30 |
|
С2 |
1,99 |
2,80 |
1,39 |
|
С3 |
0,94 |
1,89 |
0,81 |
|
i-C4 |
0,06 |
0,31 |
0,19 |
|
n-С4 |
0,11 |
0,74 |
0,52 |
|
i-С4 |
0,21 |
0,35 |
0,27 |
|
n-С5 |
0,22 |
0,36 |
0,30 |
|
i-C6 |
0,22 |
0,52 |
0,26 |
|
n-C6 |
0,31 |
0,45 |
0,26 |
|
С7+высш. |
2,99 |
1,85 |
3,64 |
|
N2 |
0,42 |
4,15 |
0,49 |
|
СО2 |
15,61 |
12,10 |
17,15 |
|
H2S |
21,45 |
23,64 |
27,42 |
|
Н2 |
0,18 |
- |
- |
Изотермы дифференциальной конденсации пластовой смеси скв. 43, 42 и модельной смеси скв. 73 Астраханского СГКМ
