Scientific journal
Modern problems of science and education
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,931

PREDICTION OF RESERVOIR LOSSES OF HYDROCARBONS IN TERMS OF THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS CONDENSATE FIELDS

Krasnova E.I. 1 Sarancha A.V. 1
1 Federal state budget higher professional educational institution "Tyumen State Oil and Gas University"
В настоящее время нефтегазопромысловая практика разработки газоконденсатных залежей Уренгойского, Ямбургского и других нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера свидетельствует, что фактическое содержание конденсата в добываемом газе, при истощении пластовой энергии, как правило, ниже, чем полученное при PVT-экспериментах, что влечет за собой ошибки при планировании добычи конденсата, обустройства промысла, а также коэффициентов его извлечения. Основная цель написания данной статьи - описание фазовых процессов многокомпонентной газоконденсатной системы Ханчейского месторождения. На основании полученных результатов экспериментальных PVT-исследований пластовой газоконденсатной системы месторождения были построены прогнозные кривые пластовых потерь конденсата. В статье рассмотрена методика корректного прогнозирования пластовых потерь конденсата основанная на реальных данных, полученных при проведении газоконденсатных исследований.
Currently, oil and gas practice of development of gas condensate deposits of the Urengoy, Yamburg and other oil and gas condensate fields of the Far North shows that the actual content of the condensate in the recovered gas, with the depletion of the reservoir of energy, typically lower than that obtained from PVT experiments, which leads to errors when planning the production of condensate, development of fisheries and coefficients of extraction. The main purpose of writing this article is the description of the phase of multi-gas condensate system Khancheyskoye fields. On the basis of the obtained experimental PVT-studies of reservoir gas condensate system deposits were built predictive curves of formation losses of condensate. In article the technique of correct prediction of reservoir losses of condensate based on real data obtained during the gas condensate research.
methods of differential condensation of hydrocarbons
PVT-research

Разработка нефтегазоконденсатных месторождений обуславливается возможностью проявления изотермической конденсации в процессе снижения пластового давления, предопределяющая потери конденсата в залежи. Для эффективной выработки запасов углеводородов необходимо прогнозирование пластовых потерь в ходе разработки эксплуатационного объекта. Определяются потери углеводородов по результатам экспериментальных исследований пластовоймногокомпонентной системы на PVT-установке, без учета пористой среды [1, 3].

Эксперименты выполняются на рекомбинированных сепарационных пробах, составленных с учетом замеренного на месторождении конденсатогазового фактора (КГФ). При прогнозировании разработки месторожденияна основании полученных экспериментальных данных создаются расчетные модели, с помощью которых определяют пластовые потери углеводородов в залежи, их суммарную добычу и коэффициентизвлечения конденсата. Применяя способом дифференциальной конденсации моделируется процесс разработки залежи углеводородов на истощение,где определяются пластовые потери конденсатана весь период разработки месторождения. Полученные экспериментальные параметры являются исходными данными для адаптации прогнозных моделей при проектировании и контроле за разработкой месторождения [2, 5].

Прогнозирование фазовых процессов многокомпонентной газоконденсатной системы было выполнено на примере скважины номер №831 Ханчейского месторождения. Термодинамические исследования осуществляли на PVT-установке высокого давления при следующих начальных термобарических условиях, которые приведены в таблице 1.

Таблица 1

Термобарические показатели газоконденсатной системы Ханчейского месторождения

Номер скважины

Начальное пластовое давление, МПа

Пластовая температура, Тпл0С

Конденсато-газовый фактор, см3/м3

Плотность конденсата, г/см3

Молекулярная масса конденсата

 

812

25.67

75.55

645.4

0.7316

115

На основании полученных результатов экспериментальных PVT-исследований фазовых переходов пластовой газоконденсатной системы скважины № 831 Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения были построены кривые пластовых потерь конденсата, которые изображены на рисунке 1.

На основании экспериментальных PVT-данных полученных методом дифференциальной конденсации можно сделать вывод что, при разработке месторождения на истощение пластовой энергии прогнозный коэффициент извлечения конденсата составит 0,59 а, при контактно-дифференциальном методе прогнозный коэффициент извлечения конденсата составит – 0,51. Таким образом, увеличение пластовых потерь конденсата при неравномерной разработке залежи коэффициент извлечения углеводородов снижается до 14,5% [4].

Изучение флюидотермодинамической характеристики углеводородной смеси для прогноза пластовых потерь конденсата, на начальной стадии разработки месторождения, как правило, по различным причинам не выполняется. Поэтому необходимо моделирование исходной газоконденсатной системы приначальном пластовом давлении и температуре. Затем созданную рекомбинированную углеводородную смесь исследуют при начальных пластовых условиях. Для ускорения прогнозирование параметров, а также расчет баланса добычи конденсата проводят на основании расчетных моделей.

Рис. 1. Прогнозные кривые пластовых потерь конденсата многокомпонентной углеводородной системы

О.Ф. Худяковым разработан методический подход для определения суммарно добытого конденсата в условиях разработки газоконденсатных объектов на естественном режиме истощения пластовой энергии, который рассчитывается по формуле:

(1)

где, qк.пгm - содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа;

qnк.пг - начальное содержание конденсата;

m - текущий этап снижения давления в залежи;

n - число этапов снижения давления;

qmрк - потери конденсата в конце m-гопериода разработки.

При прогнозе добычи конденсата в процессе разработки месторождения необходимо вводить возможные коррективы в исходные значения. Данная расчетная оптимизационная задача была выполнена специалистами ООО «Газпром ВНИИгаз» С.А. Заночуевым и Д.Р. Крайном для условий Печорокожвинского месторождения, расположенного в Республике Коми. Методика корректного прогнозирования пластовых потерь конденсата основа на реальных данных, полученных при проведении газоконденсатных исследований скважин. Методика оптимизации управляющих параметров, осуществляет корректировку прогнозных показателей добычи конденсата. По данной методике выполним прогноз пластовых потерь конденсата для условий Ханчейского месторождения. Прогнозирование изменения количества конденсата в пластовом газе при текущем пластовом давлении определяют по формуле:

, (2)

где – объем добытого конденсата.

Объем выпавшего в залежи конденсата - это объем конденсата, находящегося в газовой фазе () и оставшегося при снижении давления в залежи (), т.е. (3)

Общий объем конденсата определяютследующим образом,

, (4)

где– количество сухого газа в пласте, м3;

q0 – начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3.

Объем добытого конденсата () представляет собой произведение объема добываемого газа и текущего содержания конденсата при снижении давления от Рн до Р на n этапов с равными отборами газа т.е.

(5)

Выражение (4) в интегральной форме, представляет:

(6)

Объем конденсата, оставшегося в пласте в газовой фазе (), – это произведение количества газа, оставшегося в пласте, на текущее содержание конденсата в пластовом газе, поэтому

, (7)

где– доля газа, оставшаяся в выпавшем в пласте конденсате.

Объем конденсата, выпавшего в пласте (), определяют

, (8)

где – зависимость пластовых потерь от давления (стабильного конденсата), г/м3.

Уравнение материального баланса конденсата (3) для случая снижения давления в пласте с Рн до Р:

(9)

Все расчеты проводятся относительно объема газа в залежи, например:

(10)

Формула материального баланса в интегральной форме при переходе к относительным отборам газа имеет вид

, (11)

где qо – начальное содержание конденсата в пластовом газе из расчета на 1 м3 «сухого» газа;

– относительное количество добытого газа;

q(p) – текущее содержание конденсата в пластовом газе;

– доля газа в выпавшемконденсате в залежи;

– пластовые потери.

Формулу для прогнозирования,получилирешая уравнение (11) относительно неизвестного текущего содержания конденсата в пластовом газе:

, (12)

За критерий оптимальности принимается величина абсолютного или относительного расхождения фактических и полученных в результате решения задачи значений динамических функций. При исследовании для реализации уравнения (12) главной задачей является поиск зависимостей, и от изменения текущего пластового давления в залежи. В данном случае поиск оптимизационного решения выполнен по следующей формуле:

, (13)

где – расчетное (12) содержание конденсата в пластовом газе;

– фактическое содержание конденсата в пластовом газе.

Искомыми параметрами управления для задачи восстановления начальной газоконденсатной системы рассчитывают коэффициенты в полиноминальном уравнении, описывающем пластовые потери конденсата. Исходя из вводимых допущений, задача идентификации определяется, следующей системой уравнений:

(14)

где (15)

Оптимизационная функция решается с применением линейного программирования. Данные экспериментальных PVT-исследований показывают, что пластовые потери углеводородов достаточно точно описываются полиномом третьей степени. На основании полученных расчетных и экспериментальных PVT-данных построена зависимость пластовых потерь конденсата от изменения давления, приведенная на рисунке 2.

Рис. 2. Графическая зависимость пластовых потерь углеводородов от давления для условий Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения

Так, предложенный метод восстановления первоначальной пластовой газоконденсатной смеси специалистами ООО «Газпром ВНИИгаз» С.А. Заночуевым и Д.Р. Крайном, основанный на решении оптимизационной задачи показал хорошую сходимость результатов и может быть использован для прогнозапластовых потерь углеводородов на разных стадиях разработки месторождения.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.