Давление начала конденсации
научная статья по теме О параметре давления начала конденсации газоконденсатной смеси и методе его определения Геофизика
Цена:
Авторы работы:
Научный журнал:
Год выхода:
Текст научной статьи на тему «О параметре давления начала конденсации газоконденсатной смеси и методе его определения»
УДК 665.612 © Коллектив авторов, 2011
О параметре давления начала конденсации газоконденсатной смеси и методе его определения
М.Т. Абасов, д.т.н., З.Я. Аббасов, д.т.н., В.М. Фаталиев, к.т.н., Н.Н. Гамидов, к.т.н., Г.Г. Мамедова (Институт геологии НАН Азербайджана)
New views on the parameter of dew point of the gascondensate system
and the new method for it determination
M.T. Abasov, Z.Y. Abbasov, V.M. Fataliyev, N.N. Gamidov, G.G. Mamedova (Institute of Geology of Azerbaijan National Academy of Science)
The results of experimental study of mechanism of phase transformations in gascondensate fields on depletion regime of exploration into account porosity, residual water, temperature of beds and density of condensate are presented. Studies allowed to indicate more accurate the influence of properties of porous medium and saturated fluid on hole process and on these base to formulate new views on the parameter dew point of the gascondensate system and to develop new method for it determination.
Ключевые слова: газоконденсатная система, давление начала конденсации, новый метод, дифференциальная конденсация, пористая среда, экспериментальное исследование. Адрес для связи: [email protected], [email protected]
Разработка газоконденсатных месторождений ведется в основном без поддержания пластового давления. При этом на определенном этапе пластовое давление становится ниже давления начала конденсации газоконденсатной смеси и часть конденсата выделяется из системы. Количественно данные процессы оцениваются, как правило, в результате исследования в бомбе рУТ рекомбинированной пробы, составленной из конденсата и природного газа [3]. По результатам опытов определяют давление начала конденсации, составы фаз, их свойства на каждой ступени снижения давления, а также количество извлекаемого конденсата и его потери. Важное значение в процессе лабораторных исследований имеет давление начала конденсации, так как почти все задачи, касающиеся разработки конкретной газокон-денсатной залежи, связаны с этим параметром. В связи с отмеченным остановимся на некоторых известных методах определения давления начала конденсации газоконденсатной смеси.
Согласно инструкции [3] для определения давления начала конденсации традиционными методами рнхТ давление в бомбе рУТ при температуре, равной пластовой, увеличивают ступенями до пластового и наблюдают за уменьшением объема жидкой фазы. Таким способом получают давление, при котором конденсат полностью растворяется в газовой фазе. Давление, когда сис -тема находится в устойчивом однофазном газовом состоянии, является давлением начала конденсации газоконденсатной системы рнкТ. Его определяют также по мере снижения давления до появления первой капли конденсата.
В процессе дифференциальной конденсации после каждого этапа снижения давления рассчитываются количество выделившегося конденсата и его отношение к общему запасу газа q. Далее строится изотерма конденсации в координатах q=f(p). Иногда в качестве изотермы конденсации строится зависимость
в координатах количество конденсата, находящегося в состоянии пара в единице объема газовой фазы С, — давление р [3]. На рис. 1 представлены типичные изотермы дифференциальной конденсации, полученные в бомбе рУТ в виде зависимостей q=f(p) и С=/(р). Эти кривые построены на основании наших экспериментальных данных изучения рекомбинированных проб продукции добывающей скв. 46 седьмого горизонта глубокозалегающей газоконденсатной залежи Булла-дениз. Мольное содержание в газе компонента С1 составляет 93,5 %, С2 — 4,2, С3 — 1,24, С4 — 0,65, С5 — 0,14, С6+ — 0,04, СО2 — 0,22 %. Конденсатосодержание пластового газа С5+ равнялось 6,02 г/м3 при его плотности 0,7443 кг/м3. В экспериментах использовался стабильный конденсат плотностью 737,9 кг/м3 при его содержании в рекомбинированной пробе 200 г/м3.
Как видно из рис. 1, зависимости изменяются по-разному по мере снижения давления. Для более детального описания они условно разделены на три части (этапа). Первый этап охватыва-
Рис. 1. Зависимость количества растворенного в газовой фазе конденсата С и количества выпавшего конденсата в единице объема запаса газа q от давления р:
I, II, III — этапы снижения давления
ет интервал снижения давления от начального пластового рпл до рнкТ. На этом этапе в рУТ бомбе визуально не наблюдается выпадения конденсата, поэтому конденсатосодержание выходящей системы принимается равным начальному Сн. Однако, как показано в работах [1, 2, 4, 5 и др.], этот процесс в пористой среде происходит по-иному. Например, в работе [1] фазовое поведение газоконденсатной смеси экспериментально изучено в модели пласта и бомбе рУТ в интервале давления рш — ри/ и установлено существенное влияние пористой среды на показатели разработки газоконденсатной залежи. Следовательно, на рассмотренном этапе распределение конденсатонасыщенности может зависеть от поверхностных процессов между песчинками пород и выделяющимися микрозародышами конденсата [1].
На втором этапе давление в пласте становится ниже давления начала ретроградной конденсации рнкТ. При этом увеличивается количество выпавшего в пласте конденсата и уменьшается количество конденсата, растворенного в единице объема газовой фазы. Процесс продолжается до давления максимальной конденсации, затем начинается обратный процесс — ретроградное испарение конденсата. В результате многочисленных экспериментов было установлено, что закономерности изменения показателей С и q (см. рис. 1) на первом и втором этапах близки к линейным и основной объем выделившегося конденсата приходится на этот период разработки, который включает также время образования микрозародышей конденсата (рпл>рн.кТ). Как показано в работе [1], более 30 % выделившегося конденсата соответствует интервалу изменения давления от рш до рикТ, примерно 40-50 % — давлению, близкому к ри/, остальная часть — рпл
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Давление — начало — конденсация
Давление начала конденсации можно контролировать как индивидуально по каждой скважине, так и в целом по продуктивному горизонту, если пластовое давление снижается синхронно по всей его толще. [1]
Давление начала конденсации равно 26 5 МПа, а максимальной конденсации 8 0 МПа. Потенциальное содержание конденсата при этом давлении уменьшается до 50 г / м3, что составит 54 % от начального. [3]
Давление начала конденсации равно пластовому. При давлении 3 0 — — 3 5 МПа ( окончание промышленной разработки) будет извлечено 90 г / м3, или 50 % от начальных запасов конденсата. [4]
Давление начала конденсации в объеме, определенное с помощью статистического дифференцирования по зависимости р от количества отобранного газа Оотб, составило 28 МПа. Более четкий перелом наблюдается при статистическом дифференцировании зависимости р / ( 0зап — Ошб) от Оил — Оотб. [6]
Давление начала конденсации может быть определено различными способами, в частности: экспериментально, приближенными эмпирическими формулами, графическим путем по известному групповому составу углеводородов и промысловыми исследованиями скважин. Наиболее точным методом является экспериментальный. Однако этот способ трудоемкий. Поэтому для приближенных газогидротермодинамических расчетов для определения рнк может быть использован графический или промысловый способы. [8]
Давление начала конденсации определяется из выражения (4.6), а рм. [9]
Давление начала конденсации было выше на 1 0 — 1 4 МГЛа, чем определенное в бомбе PVT. Однако эти опыты различались не только наличием или отсутствием породы, но и тем, что в первом случае было динамическое фазовое равновесие, а в последнем — статическое, почему сопоставление результатов неправомерно. [10]
Давление начала конденсации системы равно пластовому, давление максимальной конденсации по насыщенному конденсату — 12 0 МПа, по стабильному — 6 0 МПа. Потенциальное содержание конденсата будет равномерно уменьшаться со снижением пластового давления. При давлении 20 0 МПа оно будет равно 176 г / м3 вместо 214 г / м3 начальной величины, а при давлении 15 0 МПа — половине начального. [11]
Давление начала конденсации пластовой углеводородной системы значительно ниже начального пластового давления ( 32 5 МПа) и равно 26 5 МПа. [12]
Давление начала конденсации пластовых смесей большинства газоконденсатных месторождений близко или равно начальному пластовому давлению. Поэтому при разработке этих месторождений на истощение состав извлекаемой на поверхность пластовой смеси ( концентрация компонентов смеси) со временем изменяется. Таким образом, на сепарацию поступает смесь с изменяющимся во времени составом. [14]
Если давление начала конденсации значительно ниже пластового, указанные зависимости не могут быть использованы для прогнозирования состава и потенциала конденсата. [15]
Определение давления начала конденсации и зависимости
Пластового давления от отборов газа
Первым этапом проведения термодинамических исследований является определение давления начала конденсации рекомбинированной в бомбе смеси. Для этого увеличивают объем бомбы и наблюдают за уровнем раздела фаз ртуть-газ или для поршневых бомб за уровнем раздела фаз ДЭГ-газ (в поршневых бомбах над нижним поршнем необходимо иметь небольшое количество ДЭГа в объеме 3,5 см 3 для заполнения «мертвого» объема от верхней образующей нижнего поршня до середины уровнемерного стекла). Появление в смотровом стекле тумана или пленки жидкости на границе ртуть-газ указывает на то, что достигнуто давление начала конденсации. Опыт проводится несколько раз (при разных скоростях снижения давления расширением объема бомбы), каждый раз заново восстанавливая в бомбе пластовые условия.
Практика показывает, что для классических газоконденсатных смесей давление начала конденсации пластовой смеси от КГФ имеет зависимость, изображенную на рис. 72. Классическая газоконденсатная система характеризуется следующими параметрами: плотность конденсата, как правило, не превышает 760 кг/м 3 ; молекулярная масса меньше 120, температура конца кипения конденсата не выше 360 о С.
Наряду с этим в природе / 12 / встречаются газоконденсатные системы с плотностью конденсата от 780 до 810 кг/м 3 , молекулярной массой конденсата от 120 и выше и концом кипения конденсата в районе 500 о С. К таким системам относятся пластовые газоконденсатные смеси в месторождениях Матлаховское, Анастасьевское, Артюховское, Харьковцевское, Ханкала, Долинное, Карачаганак, Расташинское, Зайкинское. Для подобных систем давление начала конденсации вырастает при увеличении КГФ до значения 500-600 см 3 /м 3 . При дальнейшем увеличении КГФ давление начала конденсации уменьшается (рис. 73). Для таких систем даже при очень больших значениях КГФ пластовая смесь может быть недонасыщенной.
Исследование зависимости Рпл = f(Qдоб.г.сх / Qзап.г.сх) может быть сформулировано как общая задача, относящаяся к залежи в целом, и как локальная, касающаяся только исследования газоконденсатной характеристики.
В первом случае полученная зависимость используется:
а) для контроля режима и анализа разработки месторождения;
б) для оценки запасов газа месторождения по методу падения среднего пластового давления.
Рис. 72. Классическая зависимость давления начала конденсации от
содержания конденсата в пластовой системе:
1 — Кременовское месторождение; 2 — Галицинское месторождение
Во втором случае при исследовании газоконденсатной характеристики зависимость Рпл= f(Qдоб.г.сх/Qзап.г.сх ) применяется для определения содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его по мере разработки месторождения.
В действующей инструкции / 8 / расчет содержания конденсата и суммарной добычи его проводится из условия, что зависимость пластового давления от отборов газа является прямолинейной.
После возвращения бомбы в исходное состояние (P, t, Vб) проводится опыт дифференциальной конденсации сырого конденсата рекомбинированной пробы. Выпуск газа осуществляется поэтапно. Первые 10% снижения давления осуществляются небольшими ступенями (1,0-1,5 МПа), а затем этапы снижения давления в бомбе устанавливают так, чтобы получить 8-10 точек для построения кривых Рпл= f(Qдоб.г.сх/Qзап.г.сх) и дифференциальной конденсации. В процессе опыта проверяется давление начала конденсации и определяется количество добываемого газа до этого давления. После каждого этапа снижения давления в бомбе перед замером скопившегося конденсата приводят его в фазовое равновесие с газовой фазой перемешиванием мешалкой. На каждом этапе снижения давления отбираются пробы газа.
Рис. 73. Инверсионная зависимость давления начала конденсации от содержания конденсата в пластовой системе: 1и5 —Матлаховское; 2 — Анастасьевское; 3— Артюховское; 4 — Харьковцевское месторождение
На основании результатов этого опыта строятся графики следующих зависимостей:
1. Изменение давления от относительного отбора сухого газа: Р= f(Qдоб.г.сх/Qзап.г.сх), где Р — давление в бомбе, МПа; Qдоб.г.сх — добытое количество сухого газа из бомбы, л; Qзап.г.сх — запасы сухого газа в бомбе, л.
Давление Р в бомбе отождествляется со средним пластовым давлением Р в газоконденсатной залежи, а добытый сухой газ из бомбы — с добытым сухим газом из залежи.
Указанная зависимость для пластового газа Западно-Соплесского месторождения (рис. 74) имеет значительные отклонения от прямолинейной. Следовательно, для месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе необходимым условием получения достоверных результатов при расчете содержания конденсата и конденсатообразующих компонентов по мере разработки месторождения на режиме истощения является использование экспериментальной зависимости Р= f(Qдоб.г.сх/Qзап.г.сх).
2. Кривые пластовых потерь конденсата и его компонентов.
3. Изменение коэффициента конденсатонасыщенности 
в зависимости от давления: 
= Vк/Vб= f(P), где Vк — объем выпавшего в бомбе сырого конденсата; Vб — объем бомбы при моделировании начальных пластовых условий (давление, температура, состав) с рекомбинированной пробой.
Давление Р в бомбе отождествляется со средним пластовым давлением, объем бомбы Vб — с газонасыщенным объемом залежи, объем конденсата Vк — с объемом конденсата в жидкой фазе в пласте.
Необходимость получения этих данных связана с решением задач фильтрации газоконденсатных смесей в пласте, разработкой и внедрением методов повышения конденсатоотдачи.
Рис. 74. Зависимость пластового давления от относительных отборов «сухого» газа, Скв.74-Западный Соплесск (16-21.08.84 г.)
4. Изменение коэффициента газонасыщенности 
в зависимости от давления: = (Vб-Vк )/Vб= f(P), где Vб-Vк — изменение газового объема бомбы.
Для газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе при вычислении среднего пластового давления необходимо учитывать изменение газонасыщенного объема за счет выпадения конденсата. Графики зависимости = f(P) и = f(P) для Западно-Соплесского месторождения приведены на рис. 75.
Рис. 75. Изменение конденсатонасыщенности (1) и газонасыщенности (2)
Параметры, характеризующие газоконденсатность
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ
ЛЕКЦИЯ 8. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
Пластовая смесь газоконденсатных месторождений состоит в общем случае из большого числа углеводородных соединений, каждое из которых имеет свою физико-химическую характеристику. В смесь входят в разных соотношениях соединения (в пласте первоначально все они находятся в растворенном газовом состоянии):
жидкие тяжелые углеводороды
В начальных пластовых условиях такая газоконденсатная смесь, как правило, находится в термодинамическом равновесии. После начала разработки месторождения при снижении пластового давления термодинамическое равновесие нарушается и начинают происходить фазовые превращения — выпадение отдельных углеводородов из растворенного газового состояния в жидкую фазу, т.е. конденсация тяжелых углеводородов. Эта конденсация и выпадение в пласте углеводородов приводят к значительному изменению состава добываемой на поверхность пластовой углеводородной смеси. Поэтому на таких месторождениях проводят специальные достаточно сложные и трудоемкие газоконденсатные исследования скважин.
В Западной Сибири такие месторождения приурочены к нижнемеловым отложениям, залегающим на глубинах 2500 — 3500 метров. Характерным месторождением данного типа является Уренгойское газоконденсатное месторождение, в котором открыто 22 продуктивных газоконденсатных горизонта.
Газоконденсатные исследования имеют следующую классификацию:
ПЕРВИЧНЫЕ исследования разведочных и первых эксплуатационных скважин. Проводится полный комплекс для изучения газоконденсатной характеристики (запасы, свойства, состав по площади и разрезу). По составу углеводородной смеси можно уже судить о наличии или отсутствии нефтяной оторочки.
ТЕКУЩИЕ исследования проводятся для уточнения запасов и потерь конденсата в процессе разработки месторождения, для обоснования объемов добычи конденсата.
СПЕЦИАЛЬНЫЕ исследования фазового и углеводородного состава газоконденсатной смеси в каждом элементе системы: скважина -шлейф — УКПГ — газопровод. Такие исследования проводятся на различных этапах разработки газоконденсатного месторождения.
Газоконденсатную характеристику выражают следующие параметры:
— потенциальное содержание конденсата qп.к. — количество конденсата в см 3 или граммах в 1 кубометре газа (пластового, устьевого, сепарированного (осушенного)), г/м 3 ; см /м 3 ;
— изотермы конденсации — изолинии количества выпавшего конденсата из газа при постоянной температуре и различных давлениях (рис.10);
Рис. 10. Изотермы конденсации пластового газа
— изобары конденсации — изолинии количества выпавшего конденсата при постоянном давлении и различных температурах (рис. 11);
Рис. 11. Изобары конденсации пластового газа
— давление максимальной конденсации – давление, при котором происходит максимальное выпадение конденсата при одной и той же температуре сепарации (рис. 12);
Рис. 12. Давление максимальной конденсации на изотермах конденсации
— давление начала конденсации — давление при котором происходит выпадение первых капель жидкой фазы. Определяется по графику пластовых потерь конденсата (рис. 13).
Рис. 13.Пластовые потери конденсата 1 — сырой конденсат; 2 — стабильный конденсат.
Исследования на газоконденсатность проводят комплексно: в промысловых и лабораторных условиях:
— промысловые проводятся на устье скважины, в различных точках
движения газоконденсатной смеси с отбором проб газа, конденсата;
— лабораторные проводятся на специальных установках УГК-3,
УФР-2 с рекомбинацией проб, отобранных в промысловых условиях.
Потенциальное содержание конденсата qпк необходимо для подсчета запасов конденсата, для обоснования объемов его добычи. По изотермам конденсации назначается оптимальный режим работы сепарационного оборудования. Оборудование должно работать при давлении максимальной конденсации и максимально отрицательной температуре сепарации. По величине давления начала конденсации Рн.к. можно судить о типе и фазовом состоянии газоконденсатной залежи. Построение изобар конденсации позволяет сократить объем обязательных промысловых исследований, т.к. изобары имеют линейную зависимость выпадения конденсата от температуры сепарации. Перечисленные параметры в течение всего срока разработки газоконденсатной залежи могут существенно изменяться, что диктует необходимость периодичности газоконденсатных исследований.
93.79.221.197 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.
Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)
очень нужно
давление начала конденсации
21 давление начала конденсации: Давление, при котором в процессе изотермического расширения пластового газа начинается выделение жидкой фазы — нестабильного конденсата.
Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .
Смотреть что такое «давление начала конденсации» в других словарях:
давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 54910-2012: Залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Характеристики углеводородов газоконденсатные. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 54910 2012: Залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Характеристики углеводородов газоконденсатные. Термины и определения оригинал документа: 14 выпавший в пласте конденсат: Пластовый флюид в жидком состоянии,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Конденсатогазовый фактор — (a. gas condensate ratio; н. Gas Kondensat Faktor; ф. facteur de condensat de gaz; и. factor gas condensado) содержание газового конденсата в продукции газоконденсатных скважин. Измеряется в см3/м3, объём газа при этом приводится к… … Геологическая энциклопедия
Газоконденсатная залежь — (a. gas condensate field; н. Gaskondensatlager; ф. gisement de а condensat gaz; и. deposito de gas condensable) единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в к ром в парообразном состоянии находятся бензино керосиновые и реже … Геологическая энциклопедия
Газоконденсатная залежь — единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензинокеросиновые и реже более высокомолекулярные компоненты; часть из них при изотермическом снижении пластового давления выпадает в виде… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Сайклинг-процесс — (a. cycling process; н. Cyklingprozeβ; ф. procede par recirculation; и. recirculacion de gas) способ разработки газоконденсатных м ний c поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом… … Геологическая энциклопедия
Разработка газоконденсатных месторождений — (a. development of gas condensate field, exploitation of gas condensate field; н. Gaskondensatlagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz а condensat; и. explotacion de yacimientos de condensado de gas) комплекс работ по… … Геологическая энциклопедия
Нефтегазовые смеси — (a. oil gas mixtures; н. Ol Gas Gemische; ф. melanges huile gaz, melanges gaz petrole; и. mezclas petrolero gaseosos, mezclas de gas y petroleo, mezclas gas oil) углеводородные многокомпонентные системы; состоят в осн. из парафиновых,… … Геологическая энциклопедия
ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
