Способ прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений

Авторы патента:

E21B47/06 - измерение температуры или давления (измерение температуры вообще G01K; измерение давления вообще G01L)

Владельцы патента RU 2327867:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки газоконденсатных месторождений (ГКМ) с высоким содержанием конденсата в пластовом газе (ПГ). Техническим результатом изобретения является упрощение способа, сокращение времени на проведение исследований и повышение точности. Для этого в процессе разработки ГКМ создают в камере pVT рекомбинированную пробу газа начального состава при пластовых условиях. Осуществляют ступенчатое моделирование процесса разработки ГКМ на режиме истощения путем дифференциальной конденсации (ДК) выпуском газа из камеры pVT. Определяют объем и массу газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата. Отбирают пробы для анализа с последующим расчетом плотности ПГ для каждой ступени разработки и прогнозом изменения плотности ПГ с помощью аналитической зависимости. Для каждой ступени ДК после создания термобарических условий пласта определяют массу загруженного ПГ, массу ПГ, отобранного из камеры pVT, и массу ПГ газа, выделившегося в виде сырого конденсата. Массу ПГ, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом. При этом плотность ПГ при начальных пластовых условиях для каждого опыта по ДК определяют по приведенным зависимостям. Массу ПГ, загруженного в камеру pVT, и объем ПГ, загруженного в камеру pVT, приведенного к стандартным условиям, плотность ПГ, приведенного к стандартным условиям для текущего пластового давления, объем ПГ в газовой камере pVT на текущей ступени разработки, приведенный к стандартным условиям, плотность ПГ для текущих пластовых давлений при пластовых условиях, объем камеры pVT, занятый оставшимся ПГ газом в газовой фазе при текущем пластовом давлении, объем камеры pVT, занимаемый ПГ при начальном пластовом давлении, и объем сырого ретроградного конденсата, выпавшего в камере pVT при текущем пластовом давлении, определяют также по приведенным зависимостям и прогнозируют изменение плотности ПГ в процессе разработки ГКМ при стандартных и пластовых условиях. 1 ил., 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, и может быть использовано при прогнозировании изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений.

Известен способ прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата, включающий составление пробы пластового газа начального состава, и при дифференциальной конденсации на определенных ступенях снижения давления газоконденсатная смесь через термостатируемые капилляры подавалась в измерительную камеру, роль которой выполнял пикнометр высокого давления. После прокачки 20-30 объемов смеси при данном давлении и температуре измерительная камера (пикнометр) отсекалась и взвешивалась на аналитических весах. Плотность пластового газа определяют по формуле:

где G - масса пластовой газоконденсатной смеси при известных значениях давления (р) и температуры (t); V - объем пикнометра при замеренных значениях р и t.

На основании серии опытов осуществляется прогнозирование плотности пластового газа в процессе разработки в зависимости от пластового давления. /1/

Недостатком известного технического решения, взятого нами в качестве прототипа, является сложность проведения исследований, вызванная термостатированием капилляров пикнометра, а также прокачка через пикнометр 20-30 объемов смеси, что увеличивает время на проведение исследований и снижает точность прогнозирования изменения плотности пластового газа.

Задачей изобретения в способе прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений является упрощение способа, сокращение времени на проведение исследований и повышение точности.

Поставленная задача в способе прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, включающем создание в камере pVT рекомбинированной пробы газа начального состава при начальных пластовых условиях, ступенчатое моделирование процесса разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем дифференциальной конденсации выпуском газа из камеры pVT, определение объема и массы газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, отбор проб для анализа с последующим расчетом плотности пластового газа для каждой ступени разработки и прогнозом изменения плотности пластового газа с помощью аналитической зависимости, решается тем, что для каждой ступени дифференциальной конденсации после создания термобарических условий пласта определяют массу загруженного пластового газа, массу пластового газа, отобранного из камеры pVT, и массу пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата, а массу пластового газа, оставшегося в камере pVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом, при этом плотность пластового газа при начальных условиях для каждого опыта по дифференциальной конденсации определяют по следующим зависимостям:

а) для стандартных условий

б) для пластовых условий

причем массу пластового газа, загруженного в камеру pVT, определяют по следующей зависимости:

где - плотность пластового газа, приведенная к стандартным условиям при начальном пластовом давлении, г/л (кг/м³); G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT, г; G_гс.з - масса газа сепарации, загруженного в камеру pVT, г; G_гд.з - масса газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г; G_дгк.з - масса дегазированного конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г;

а объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле:

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру, приведенный к стандартным условиям, л; Q_гс.з - объем газа сепарации, загруженного в камеру pVT, л; Q_гд.з - объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, л; Q_дгк.з - объем дегазированного конденсата в газовой фазе, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, л;

а плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям для текущего пластового давления, определяют по формуле:

где - масса пластового газа в газовой фазе на текущей ступени в граммах, определяют по следующей формуле:

где G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT, г; - масса пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени разработки, г; - масса сырого ретроградного конденсата на текущем этапе, г;

a - объем пластового газа в газовой камере pVT на текущей ступени разработки, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле:

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, приведенный к стандартным условиям, л; - объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени, - объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущем этапе, л;

при этом плотность пластового газа для текущих пластовых давлений при пластовых условиях определяют по формуле:

где - объем камеры pVT, занятый оставшимся пластовым газом в газовой фазе при текущем пластовом давлении, л.

Объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущей ступени разработки, определяют по формуле:

где - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом при начальном пластовом давлении, л; - объем сырого ретроградного конденсата, выпавшего в камере pVT при текущем пластовом давлении, л;

и на основании полученных данных строятся прогнозные зависимости изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для стандартных и пластовых условий.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются следующие:

- для каждой ступени дифференциальной конденсации после создания термобарических условий пласта определяют массу загруженного пластового газа, массу пластового газа, отобранного из камеры pVT, и массу пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата;

- массу пластового газа, оставшегося в камере pVT, рассчитывают балансовым методом;

- при этом плотность пластового газа при начальных пластовых условиях для каждого опыта по дифференциальной конденсации определяют по следующим зависимостям:

а) для стандартных условий

б) для пластовых условий

причем массу пластового газа, загруженного в камеру pVT, определяют по следующей зависимости:

где - плотность пластового газа, приведенная к стандартным условиям при начальном пластовом давлении, г/л (кг/м³); G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT, г; G_гс.з - масса газа сепарации, загруженного в камеру pVT, г; G_гд.з - масса газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г; G_дгк.з - масса газа дегазированного конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г;

а объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле (4):

при этом плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям для текущего пластового давления, определяют по формуле (5):

где - масса пластового газа в газовой фазе на текущей ступени в граммах, определяют по следующей формуле:

a - объем пластового газа в газовой камере pVT на текущем этапе, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле (7):

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, приведенный к стандартным условиям, л; - объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущей ступени, приведенный к стандартным условиям, л; - объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущей ступени, л; при этом плотность пластового газа при начальном пластовом давлении для пластовых условий рассчитывают по формуле (2):

где - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT; - объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом при начальном пластовом давлении, л;

при этом плотность пластового газа для текущих пластовых давлений при пластовых условиях определяют по формуле (8):

где - объем камеры pVT, занятый оставшимся пластовым газом в газовой фазе при текущем пластовом давлении, л.

Объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущей ступени разработки, определяют по формуле (9):

где - объем сырого ретроградного конденсата, выпавшего в камере pVT при текущем пластовом давлении, л;

и прогнозируют изменение плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для стандартных и пластовых условий.

Заявителю представляется, что существенные отличительные признаки, изложенные в отличительной части формулы изобретения, являются новыми, так как ни из практики прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, ни из информационных и патентных источников не были нам ранее известны.

Изобретательский уровень заявляемого нами изобретения, по мнению заявителя, не вызывает сомнения, так как существенные отличительные признаки изобретения в совокупности с известными позволяют решать задачи, поставленные предлагаемым изобретением, и являются неочевидными для специалистов в данной области знаний.

Заявленное нами изобретение прошло апробацию при исследовании скв. 305 Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения, что позволяет с достаточной для практики точностью прогнозировать изменение плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, т.е. достигается технический результат. В связи с этим заявитель считает, что заявленный способ соответствует критерию «Промышленная применимость».

Способ прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения осуществляется в следующей последовательности:

- Производят отбор проб газа сепарации и сырого конденсата в контейнеры высокого давления.

- Загружают в камеру pVT газ сепарации и сырой конденсат в необходимых объемах.

- Растворяют в камере pVT жидкую фазу.

- Приводят камеру pVT к начальным пластовым условиям по температуре и давлению.

- Создают рекомбинированную пробу пластового газа на установке pVT.

- Моделируют процесс разработки залежи газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем выпуска газа из камеры pVT с выполнением отдельного опыта для каждой ступени разработки.

- Определяют качественные и количественные характеристики газа и конденсата.

- По результатам опытов определяют объемы и составы газов и дегазированных конденсатов.

- Для пластового газа составляют массовый и объемный балансы, при этом начальный пластовый газ отождествляют с рекомбинированным газом, полученным в камере pVT.

- Добытый пластовый газ отождествляют с газом, выпущенным из камеры pVT газа на текущем этапе, а остаточные запасы пластового газа в пласте в газовой фазе - с пластовым газом в камере pVT, выпавший в пласте сырой конденсат - с выпавшим в камере pVT сырым конденсатом, растворенный газ в составе выпавшего в пласте конденсата - с растворенным газом в составе сырого конденсата в камере pVT на текущем этапе.

- Плотность пластового газа при начальном пластовом давлении для стандартных условий рассчитывают по формуле (1):

где - плотность пластового газа, приведенная к стандартным условиям при начальном пластовом давлении, г/л (кг/м³); G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT г; Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру, приведенный к стандартным условиям, л;

причем массу пластового газа, загруженного в камеру pVT, определяют по формуле (3):

где G_гс.з - масса газа сепарации, загруженного в камеру pVT, г; G_гд.з - масса газа, загруженного в камеру pVT, г; G_дгк.з - масса дегазированного газового конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г.

Рассчитывают массу газа сепарации, загруженного в камеру pVT, по следующей формуле:

где G_гс.з - масса газа сепарации, загруженного в камеру pVT, г; Q_гс.з - объем газа сепарации, загруженного в камеру pVT, л; ρ_гс.з - плотность газа сепарации, загруженного в камеру pVT, г/л (кг/м³);

далее массу газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, определяют по формуле:

где а - объем газа дегазации, выделившегося из сырого конденсата в объеме контейнера, л; ρ_гд.з - плотность газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, г/л (кг/м³); V_ск.з - объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT, см³; V_к - объем контейнера, см³.

После чего рассчитывают массу дегазированного конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, по формуле:

где в - содержание дегазированного конденсата в объеме контейнера, г; V_ск.з - объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT, см³; V_к - объем контейнера, см³.

Далее определяют массу пластового газа, загруженного в камеру pVT, согласно формуле (3). После чего рассчитывают объем загруженного в камеру pVT пластового газа, приведенного к стандартным условиям, причем расчет производят двумя способами.

В первом случае объем пластового газа находят по мольной доле сепарации в пластовом газе.

Мольную долю газа сепарации в пластовом газе рассчитывают по формуле:

где n_гс - число молей газа сепарации; n_пг - число молей пластового газа.

Исходные данные берем из табл.1.

Объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, рассчитывают по формуле:

где Q_гс.з - объем газа сепарации, л; - мольная доля газа сепарации в пластовом газе.

Во втором случае объем пластового газа определяют по результатам разгазирования проб сырого конденсата.

Объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле:

где а - объем газа дегазации, выделенного из сырого конденсата в объеме контейнера, л; V_ск.з - объем сырого конденсата, загруженного в камеру pVT, см³; V_к - объем контейнера, см³.

Объем дегазированного конденсата в газовой фазе, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле:

где 24,04 - расчетный коэффициент; в - содержание дегазированного конденсата в объеме контейнера, г; М_дгк - молекулярная масса дегазированного конденсата.

Объем же пластового газа, загруженного в камеру pVT, рассчитывают по формуле (4), при этом расхождение между результатами расчетов объемов загруженного в камеру pVT пластового газа двумя способами не должно превышать 0,1%.

Далее рассчитывают плотность пластового газа для начальных условий по формуле (1):

при этом должно быть проведено не менее пяти экспериментальных определений плотности пластового газа для начальных условий.

Вывод расчетных формул для текущих условий базируется на методе материального баланса, который составляют на основе постоянства суммы добытых и оставшихся углеводородов в залежи.

Для пластового газа составляют массовый и объемный (по объему, занимаемому при стандартных условиях: ρ_o=0,1013 МПа, t=292,15°C) балансы.

Массовый и объемный балансы по пластовому газу к концу m-го этапа (ступени) разработки имеют вид:

где - масса начальных запасов пластового газа, г; - масса добытого пластового газа к концу m-го этапа (ступени) разработки, г; - масса пластового газа в газовой фазе в пласте к концу m-го этапа (ступени) разработки, г; - масса пластового газа в жидкой фазе (сырого ретроградного конденсата) к концу m-го этапа (ступени) разработки, г; - объем начальных запасов пластового газа, л; - объем добытого пластового газа к концу m-го этапа (ступени) разработки, л; - объем пластового газа в газовой фазе в пласте к концу m-го этапа (ступени) разработки, л; - объем пластового газа в жидкой фазе (сырого ретроградного конденсата) к концу m-го этапа (ступени) разработки, л.

Для реализации способа прогнозирования плотности пластового газа при разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения пластовый газ в начальных условиях отождествляется с рекомбинированной пробой пластового газа в камере pVT, добытый (извлеченный из пласта) пластовый газ - с газом, выпущенным из камеры pVT, остаточные запасы пластового газа в газовой фазе в пласте - с пластовым газом в камере pVT на текущей ступени, остаточные запасы пластового газа в жидкой фазе в пласте - с сырым ретроградным конденсатом в камере pVT.

Расчет плотности пластового газа (приведенного к пластовым условиям) для текущего пластового давления проводят в следующей последовательности.

Находят массу по формулам (3), (10-12) и объем по формулам (4), (14-16) пластового газа, загруженного в камеру pVT.

Рассчитывают массу пластового газа, выпущенного из камеры pVT к концу текущего этапа разработки. Она будет состоять из массы выпущенного газа сепарации и массы дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке:

где - масса газа сепарации из камеры pVT, г; - масса дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке из газа, выпускаемого из камеры pVT, г.

Объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT, определяют по формуле:

где - объем газа сепарации, замеренного при выпуске из камеры pVT, приведенного к стандартным условиям, л; - объем в газовой фазе дегазированного конденсата, выделившегося в ловушке из газа, выпускаемого из камеры pVT, л.

Объем газа сепарации, замеренный при выпуске из камеры pVT, приводят к стандартным условиям по формуле:

где - объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT и приведенного к стандартным условиям, л; - объем газа сепарации, замеренный при выпуске из камеры pVT, л; Т_о, p_о - температура и давление для стандартных условий (Т_о=293,15°С, р_о=0,1013 МПа); Т, р - температура и давление окружающей среды при замере объема газа, К и МПа.

Массу выпущенного газа сепарации определяют по формуле:

где - объем газа сепарации, выпущенного из камеры pVT и приведенного к стандартным условиям; - плотность газа сепарации, г/л (кг/м³).

Массу дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке в процессе выпуска пластового газа на текущем этапе (ступени), определяют путем взвешивания.

Объем дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке в процессе выпуска пластового газа из камеры pVT на текущем этапе (ступени), пересчитывают в газовую фазу по формуле:

где объем дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке на текущем этапе (ступени), л; - масса дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке на текущем этапе (ступени), г; - молекулярная масса дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке на текущем этапе (ступени).

После чего рассчитывают массу пластового газа, выпавшего в камере pVT в жидкую фазу на текущем этапе, то есть массу сырого ретроградного конденсата. Она будет состоять из массы газа дегазации сырого ретроградного конденсата и массы ретроградного дегазированного конденсата.

Массу пластового газа, выпавшего в камере pVT в жидкую фазу на текущем этапе (ступени), определяют по формуле:

где - масса газа дегазации сырого ретроградного конденсата на текущем этапе (ступени), г; - масса ретроградного дегазированного конденсата на текущем этапе (ступени), г.

Массу газа дегазации сырого ретроградного конденсата определяют по формуле:

где - объем газа дегазации (приведенного к стандартным условиям) сырого ретроградного конденсата, л; - плотность газа дегазации сырого ретроградного конденсата, г/л (кг/м³).

Пересчет объема газа дегазации сырого ретроградного конденсата на стандартные условия проводят по формуле:

где - объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата, приведенный к стандартным условиям, л; - объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата, замеренный при выпуске из камеры pVT, л; Т_о, р_о - температура и давление для стандартных условий (Т_о=293,15°С, p_o=0,1013 МПа); Т, р - температура и давление окружающей среды при замере объема газа, К и МПа.

Массу ретроградного дегазированного конденсата определяют путем взвешивания.

Объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе для текущего этапа (ступени) рассчитывают по формуле:

где - масса ретроградного дегазированного конденсата на текущем этапе (ступени), г; 24,04 - поправочный коэффициент; - молекулярная масса ретроградного дегазированного конденсата.

Рассчитывают объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущем этапе (ступени) по формуле:

где - объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущем этапе (ступени), л; - объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата, л; - объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе на текущем этапе (ступени), л.

Массу пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе, определяют по формуле (6):

где - масса пластового газа, загруженного в камеру pVT, г; - масса пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущем этапе (ступени), г;

- масса сырого ретроградного конденсата на текущем этапе (ступени), г,

а объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущем этапе (ступени), определяют по формуле (7):

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, приведенный к стандартным условиям, л; - объем пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущем этапе (ступени), приведенный к стандартным условиям, л; - объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущем этапе, л.

Плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям, для текущего пластового давления определяют по формуле (5):

Расчеты проводят для каждого опыта и на основании этих данных строят зависимость

Плотность пластового газа при начальном пластовом давлении для пластовых условий рассчитывают по формуле (2):

где - объем камеры pVT, занятый оставшимся пластовым газом в газовой фазе при текущем пластовом давлении, л.

Объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущем этапе разработки, определяют по формуле (9):

где - объем сырого ретроградного конденсата, выпавшего в камере pVT при текущем пластовом давлении, л;

Определяют плотность пластового газа на каждой ступени разработки и строят зависимости плотности пластового газа от пластового давления в процессе разработки залежи газоконденсатного месторождения.

Пример.

Построение прогнозной зависимости изменений плотности пластового газа в процессе разработки рассмотрим на примере скв. 305 Северо-Васюганского месторождения.

Исходные данные для расчета состава пластового газа приведены в табл.1-4.

Результаты опытов дифференциальной конденсации и расчета плотности пластового газа приведены в табл.5, 6.

Пример расчета плотности пластового газа для начальных и текущих пластовых условий приведен для третьего опыта дифференциальной конденсации (этап снижения давления - до 16 МПа).

Начальные пластовые условия: р_пл=22,7 МПа, t_пл=82°C.

Рассчитывают массу газа сепарации, загруженного в камеру pVT, по формуле (10). Значение плотности газа сепарации взято из табл.2.

Рассчитывают массу газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, по формуле (11). Результаты разгазирования проб сырого конденсата берут из табл.1. Значение плотности газа дегазации взято из табл.1.

Далее рассчитывают массу дегазированного конденсата, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, по формуле (12). Результаты разгазирования проб сырого конденсата взяты из табл.1.

Рассчитывают массу пластового газа, загруженного в камеру pVT, по формуле (3):

Рассчитывают объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, по мольной доле газа сепарации в пластовом газе по формуле (14). Значение мольной доли газа сепарации в пластовом газе взято из табл.4 или определяют по формуле (13).

Объем газа дегазации, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле (15):

Объем дегазированного конденсата в газовой фазе, загруженного в камеру pVT в составе сырого конденсата, рассчитывают по формуле (16):

Объем пластового газа, загруженного в камеру pVT, рассчитывают по формуле (4):

Результаты расчета объема пластового газа двумя способами соответствуют друг другу.

После чего определяют плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям, при начальных пластовых условиях по формуле (1):

Для примера рассчитывают плотность пластового газа (приведенного к стандартным условиям) при текущем пластовом давлении, равном р_пл=16 МПа.

Расчетные данные приведены в табл.1.

Проводят пересчет замеренного объема газа сепарации, выпущенного из камеры pVT, на стандартные условия по формуле (21): =39,44 л.

Находят массу выпущенного газа сепарации по формуле (22):

Массу дегазированного конденсата, выпавшего в ловушке в процессе выпуска пластового газа на текущем этапе (ступени), определяют путем взвешивания (=0,49 г).

Находят массу пластового газа, выпущенного из камеры pVT на текущем этапе (ступени), по формуле (19):

Далее рассчитывают массу пластового газа, выпавшего в камере pVT в жидкую фазу на текущем этапе (ступени), то есть массу сырого ретроградного конденсата, в следующем порядке.

Пересчет замеренного объема газа дегазации сырого ретроградного конденсата на стандартные условия проводят по формуле (26): Q_гд.срк=3,17 л.

Находят массу газа дегазации сырого ретроградного конденсата по формуле (25):

Массу ретроградного дегазированного конденсата определяют путем взвешивания. После чего находят массу пластового газа, выпавшего в камере pVT в жидкую фазу на текущей ступени, по формуле (24):

Далее рассчитывают массу пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущем этапе (ступени), по формуле (6):

Объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе для текущих условий рассчитывают по формуле (27):

Объем пластового газа, выпавшего в камере pVT в жидкую фазу на текущем этапе (ступени), определяют по формуле (28):

Объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе на текущем этапе (ступени), определяют по формуле (7):

Плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям, при текущей термобарической характеристике рассчитывают по формуле (5):

Такие расчеты проводят для каждого опыта дифференциальной конденсации и на основании этих данных получают прогнозную зависимость плотности пластового газа (на стандартные условия) от давления в процессе разработки месторождения (см. чертеж).

Далее определяют плотность пластового газа при начальном пластовом давлении для пластовых условий по формуле (2):

Далее рассчитывают объем пластового газа, оставшегося в камере pVT в газовой фазе при текущем пластовом давлении, по формуле (9):

Определяют плотность пластового газа для пластовых условий при текущем пластовом давлении по формуле (8):

Такие расчеты проводят для каждого опыта дифференциальной конденсации и на основании этих данных получают прогнозную зависимость плотности пластового газа (на пластовые условия) от давления в процессе разработки месторождения (см. чертеж).

Источник информации

Разработка и эксплуатация крупных газовых месторождений. Худяков О.Ф., Рейтенбах Г.Р., Майоров В.М. и Лещенко В.А. Комплексные исследования скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Труды ВНИИГАЗа. М., 1979, с.60-62.

Таблица 1
Параметр	Значение параметра
Выход сырого конденсата, см³/м³	391
Объем контейнера, см³	100
Объем газа дегазации, л	9,03
Масса ДГК в объеме контейнера, г	47,3
Плотность ДГК, г/см³	0,723
Молекулярная масса ДГК	109

Таблица 2
Компонент	Газ	Дегазированный конденсат
Компонент	сепарации	дегазации
мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%
CH₄	84,25	69,08	36,36	15,53	0,00	0,00
C₂H₆	5,02	7,71	12,16	9,74	0,00	0,00
C₃H₈	3,59	8,09	23,24	27,29	1,42	0,58
i-C₄H₁₀	0,88	2,61	8,57	13,26	3,71	1,96
n-C₄H₁₀	0,94	2,79	9,96	15,41	8,51	4,51
i-C₅H₁₂	0,30	1,11	3,25	6,24	7,96	5,28
n-C₅H₁₂	0,19	0,70	2,06	3,96	7,85	5,23
C₆Н_14+в	0,16	0,70	3,26	7,48	70,55	82,44
N₂	4,02	5,76	0,58	0,43	0,00	0,00
CO₂	0,64	1,44	0,56	0,66	0,00	0,00
Не₂	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
С_5+в	0,65	2,51	8,57	17,68	86,36	92,95
Всего	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
Молекулярная масса	19,6	37,6	109,0
Плотность, кг/м³	0,814	1,562	722,9

Таблица 3
Компонент	Состав УВ С₅₊, мол.%
Компонент	в газах	ДГК
сепарации	дегазации
i-C₅H₁₂	46,15	37,92	-
n-C₅H₁₂	29,23	24,04	-
C₆Н₁₄	24,62	38,04	-
Молекулярная масса	75,6	77,5	117,3
Плотность, кг/м³	0,632	0,637	0,738

Таблица 4
Компонент	Газ сепарации	Газ дегазации	Дегазированный конденсат	Сырой конденсат	Пластовый газ
Компонент	мол.%	моль	мол.%	моль	мол.%	моль	мол.%	моль	мол.%	Моль	мас.%	Содержание компонентов на 1 м³газа, г/м³
пластового	«сухого»
СН₄	84,25	842,50	36,36	12,84	0,00	0,00	16,88	12,84	79,50	855,34	54/16	530,5	553,5
C₂H₆	5,02	50,20	12,16	4,29	0,00	0,00	5,64	4,29	5,06	54,49	6,47	63,3	66,1
С₃Н₈	3,59	35,90	23,24	8,21	1,42	0,58	11,55	8,78	4,15	44,68	7,78	76,2	79,5
i-C₄H₁₀	0,88	8,80	8,57	3,03	3,71	1,51	5,97	4,54	1,24	13,34	3,06	30,0	31,3
n-C₄H₁₀	0,94	9,40	9,96	3,52	8,51	3,57	9,18	6,98	1,52	16,38	3,76	36,8	38,4
Конденсат	0,65	6,50	8,57	3,03	86,36	35,20	50,25	38,22	4,16	44,72	19,16	187,7	195,8
N₂	4,02	40,20	0,58	0,20	0,00	0,00	0,27	0,20	3,75	40,40	4,47	43,8	45,7
CO₂	0,64	6,40	0,56	0,20	0,00	0,00	0,26	0,20	0,61	6,60	1,15	11,2	11,7
Не₂	0,01	0,10	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,10	0,00	0,00	0,00
Сумма		1000,00		35,31		40,75		76,06		1076,06
Молекулярная масса	19,6	37,6	109,2	75,86	23,5
Плотность, кг/м³	0,814	1,562	723		0,979
Исследуемые потоки	Содержание конденсата (г/м³) в исследуемых потоках из расчета на 1 м³ газа
	Сепарации	пластового	«сухого»	Молекулярная масса конденсата в составе пластового газа 109. Плотность конденсата в составе пластового газа 0,720 г/см³ Мольная доля в пластовом газе: газа сепарации 0,929; «сухого» газа 0,958.
Газ сепарации	20,4	19,0	19,8
Газ дегазации	9,8	9,1	9,5
ДГК	171,8	159,6	166,5
Пластовый газ	202,0	187,7	195,8

Таблица 5
Параметр	Номер ступени
1	2	3	4	5	6	7
р_пл, МПа	22,7	20,0	16,0	12,0	8,0	4,0	0,1
Q_гс.з, л	301,0	301,0	143,2	208,8	186,5	186,5	149,3
V_ск.з, см³	117,69	117,69	55,99	81,68	72,96	72,96	58,38
см³	1427,86	1427,86	679,08	991,60	884,28	884,28	707,81
Q_гс.д, л	-	31,98	39,44	97,68	125,23	163,36	157,38
ρ_гс.д, кг/м³	-	0,897	0,889	0,878	0,867	0,885	0,905
G_дгк.д, г	-	1,26	0,49	0,60	0,80	0,95	1,43
М_дгк.д	-	130	130	130	130	140	130
V_срк, см³	-	20,52	24,30	45,10	38,18	33,10	19,60
Q_гд.срк, л	-	3,55	3,17	4,27	2,68	1,06	0
ρ_гд.срк, кг/м³	-	1,055	1,129	1,088	1,373	1,147	-
G_р.дгк, г	-	8,35	9,38	18,7	18,32	18,12	12,95
М_р.дгк	-	139	125	106	105	103	126

Таблица 6
Параметр	Номер ступени
1	2	3	4	5	6	7
р_пл, МПа	22,7	20,0	16,0	12,0	8,0	4,0	0,1
G_гс.з, г	245,01	245,01	116,56	170,04	151,89	151,89	121,53
G_гд.з, г	16,60	16,60	7,90	11,52	10,29	10,29	8,23
G_дгк.з, г	55,67	55,67	26,48	38,63	34,51	34,51	27,61
G_пг.з, г	317,28	317,28	150,94	220,20	196,69	196,69	157,38
Q_пг.з, л	323,90	323,90	154,10	224,80	200,80	200,80	160,67
кг/м³	0,979	0,979	0,979	0,979	0,979	0,979	0,979
G_гс.д, г	-	28,67	35,06	85,72	108,56	144,59	142,39
G_пг.д, г	-	29,93	35,55	86,32	109,36	145,54	143,82
G_гд.срк, г	-	3,75	3,58	4,65	3,68	1,22	-
G_срк, г	-	12,10	12,96	23,35	22,00	19,34	12,95
G_пг.т, г	-	275,26	102,43	110,53	65,33	31,82	0,60
Q_дгк.д, л	-	0,23	0,09	0,11	0,15	0,16	0,26
Q_пг.д, л	-	32,21	39,53	97,79	125,38	163,53	157,64
Q_р.дгк, л	-	1,44	1,80	4,24	4,19	4,23	2,47
Q_срк, л	-	4,99	4,97	8,51	6,87	5,29	2,47
Q_пг.т, л	-	286,70	109,60	118,50	68,55	31,99	0,56
ρ_пг, кг/м³	0,979	0,960	0,935	0,933	0,953	0,995	1,065
кг/м³	0,222	0,222	0,222	0,222	0,222	0,222	0,222
V_пг, см³	1427,86	1407,34	654,78	946,50	846,10	851,18	688,21
ρ_пг.пл, кг/м³	222	196	156	117	77	37	1

Способ прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, включающий создание в камере ρVT рекомбинированной пробы газа начального состава при начальных пластовых условиях, ступенчатое моделирование процесса разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения путем дифференциальной конденсации выпуском газа из камеры ρVT, определение объема и массы газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, отбор проб для анализа с последующим расчетом плотности пластового газа для каждой ступени разработки и прогнозом изменения плотности пластового газа с помощью аналитической зависимости, отличающийся тем, что для каждой ступени дифференциальной конденсации после создания термобарических условий пласта определяют массу загруженного пластового газа, массу пластового газа, отобранного из камеры ρVT, и массу пластового газа, выделившегося в виде сырого конденсата, а массу пластового газа, оставшегося в камере ρVT, на каждой ступени рассчитывают балансовым методом, при этом плотность пластового газа при начальных условиях для каждого опыта по дифференциальной конденсации определяют по следующим зависимостям:

а) для стандартных условий

б) для пластовых условий

причем массу пластового газа, загруженного в камеру ρVT, определяют по следующей зависимости:

где - плотность пластового газа, приведенная к стандартным условиям при начальном пластовом давлении, г/л (кг/м³);

G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру ρVT, г;

G_гс.з - масса газа сепарации, загруженного в камеру ρVT, г;

G_гд.з - масса газа дегазации, загруженного в камеру ρVT в составе сырого конденсата, г;

G_дгк.з - масса дегазированного конденсата, загруженного в камеру ρVT в составе сырого конденсата, г;

а объем пластового газа, загруженного в камеру ρVT, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру, приведенный к стандартным условиям, л;

Q_гс.з - объем газа сепарации, загруженного в камеру ρVT, л;

Q_гд.з - объем газа дегазации, загруженного в камеру ρVT в составе сырого конденсата, л;

Q_дгк.з - объем дегазированного конденсата в газовой фазе, загруженного в камеру ρVT в составе сырого конденсата, л;

а плотность пластового газа, приведенного к стандартным условиям для текущего пластового давления, определяют по формуле

где - масса пластового газа в газовой фазе на текущей ступени в граммах, - определяют по следующей формуле:

где G_пг.з - масса пластового газа, загруженного в камеру ρVT, г;

- масса пластового газа выпущенного из камеры ρVT на текущей ступени разработки, г;

- масса сырого ретроградного конденсата на текущем этапе, г;

a - объем пластового газа в газовой камере ρVT на текущей ступени разработки, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле

где Q_пг.з - объем пластового газа, загруженного в камеру ρVT, приведенный к стандартным условиям, л;

- объем пластового газа, выпущенного из камеры ρVT на текущей ступени, л;

- объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущем этапе, л;

а плотность пластового газа для текущих пластовых давлений при пластовых условиях определяют по формуле

где - объем камеры ρVT, занятый оставшимся пластовым газом в газовой фазе при текущем пластовом давлении, определяют по формуле

где - объем камеры ρVT, занимаемый пластовым газом при начальном пластовом давлении, л;

- объем сырого ретроградного конденсата, выпавшего в камере ρVT при текущем пластовом давлении, л;

и прогнозируют изменение плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения при стандартных и пластовых условиях.

Изобретение относится к горному делу, а именно к буровой технике, и предназначено для исследования оптимальных параметров режима бурения по критерию нагрева зоны контакта инструмента с породой.

Способ бесконтактного измерения температуры забоя скважины в процессе бурения // 2326239

Устройство измерения термобарических параметров жидкости в трубном и кольцевом пространствах скважины // 2323335

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к технологии измерений в процессе бурения (первичного вскрытия) скважин, и позволяет получать информацию о температуре и давлении потока бурового раствора, закачиваемого в скважину, непосредственно от забоя до его прохождения через гидромониторные насадки долота и лопатки турбины, а также в кольцевом (межтрубном) пространствах скважины после того, как долото и лопатки турбины выполнят работу по разрушению породы и ее вымыва из забоя или проникновения в пласт.

Способ контроля температуры потока текучей среды в насосно-компрессорных трубах скважины // 2319834

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к исследованию температурного поля эксплуатационных скважин. .

Скважинный инструмент и способ для сбора данных о подземном пласте // 2319005

Изобретение относится к скважинным приборам для определения различных параметров пласта. .

Способ оценки подземного пласта (варианты) и скважинный инструмент для его осуществления // 2316650

Изобретение относится к способу оценки подземного пласта и скважинному инструменту для его осуществления. .

Устройство для исследования скважины по инфракрасному излучению ее стенки и способ исследования скважины // 2315179

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для контроля технического состояния нефтяной скважины как выше, так и ниже ее гидростатического уровня, а также газовой скважины, находящейся под давлением, путем неконтактного непрерывного измерения величины инфракрасного (ИК) излучения внутренней поверхности скважины.

Устройство для теплового каротажа скважин // 2314416

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих как бурящиеся, так и обсаженные колонной скважины, а также для определения технического состояния эксплуатирующихся скважин и режимов работы их оборудования.

Скважинный зонд термометра (варианты) // 2303130

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано для геотермических исследований. .

Скважинное устройство для измерения и контроля давления на приеме погружного насоса // 2301888

Изобретение относится к области исследования действующих скважин и может быть использовано для контроля давления на приеме погружного насоса в процессе эксплуатации.

Способ определения границ залегания многолетнемерзлых пород // 2329370

Изобретение относится к газовой и нефтяной отраслям промышленности и может быть использовано, в частности, для выбора технологии строительства и конструкций скважин, а также при контроле их технического состояния в многолетнемерзлых породах (ММП), в криолитозоне

Способ и устройство для сбора данных о скважинных характеристиках в процессе выполнения операции бурения // 2330158

Изобретение относится к определению различных скважинных характеристик в подземном пласте, через который проходит ствол скважины

Способ теплового каротажа скважин // 2334100

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин

Прибор для опрессовки и исследования скважин // 2339811

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в капитальном и текущем ремонте скважины

Осуществляемые в реальном масштабе времени на стороне добычи контроль и управление для применений, предусматривающих извлечение флюидов с помощью нагревания // 2341652

Изобретение относится к автоматическому управлению системой, которая защищает скважинное оборудование и оборудование, расположенное на поверхности, от высоких температур, являющихся результатом прорыва нагнетаемого пара

Способ раннего распознавания зон аномально высоких пластовых давлений (авпд) в процессе бурения // 2342526

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий в процессе бурения

Способ определения давления в подземных пластах // 2362875

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения свойств пластов, окружающих подземную скважину

Устройство вторичного вскрытия продуктивного пласта // 2370638

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам, применяемым при вскрытии продуктивных пластов

Устройство для измерения температуры в скважине // 2381361

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и в частности к геофизическим исследованиям, и предназначено для измерения температуры в скважинах в процессе бурения

Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления // 2386028

Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и предназначено для определения тепловых свойств горных пород