Способ получения достоверных данных о газоконденсатной характеристике пластового газа для залежей, находящихся при аномально высоком пластовом давлении

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к методам проверки качества промысловой информации о газоконденсатной характеристике, в частности к способам контроля над составом и свойствами пластового газа. Сущность изобретения: при геологоразведочных работах и в процессе контроля за разработкой нефтегазоконденсатного месторождения проводят газоконденсатные исследования, включающие промысловую часть - замер параметров работы скважины, дебитов газоконденсатной смеси, газа сепарации, нестабильного конденсата, производят отбор проб продукции скважины, а также комплекс лабораторных исследований - определение компонентного состава и физико-химических свойств пластового газа, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия. После этого производят анализ результатов газоконденсатных исследований, выполняют отбраковку и корректировку полученных исходных данных о газоконденсатной характеристике. На основе выполненного анализа создают математическую модель пластового газа, которую адаптируют на фактические данные о фазовом поведении пластового газа и используют в композиционной численной фильтрационной модели месторождения. Обеспечивается повышение точности определения газоконденсатной характеристики пластового газа залежи. 3 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам проверки качества промысловой информации о газоконденсатной характеристике, контроля за составом и свойствами пластового газа для залежей, находящихся при аномально высоком пластовом давлении.

Известен экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов С5+в в пластовом газе газоконденсатной скважины, включающий проведение газоконденсатных исследований (ПСИ) с контролем устьевых параметров работы скважины, определение дебита конденсата газового нестабильного, дебита газа сепарации, давления и температуры сепарации, плотности дегазированного конденсата при стандартных условиях, определение фактического содержания УВ С5+в в пластовом газе, полученном на основании отобранных сепарационных проб в процессе проведения промысловых исследований, и после проведения лабораторных исследований, при этом значение промыслового конденсатогазового фактора определяют по математическим зависимостям [RU 2586940 С1, МПК G01N 7/00, G01K 13/00, Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 10.06.2016]. Известный способ обеспечивает получение данных о содержании УВ С5+в в пластовом газе путем осуществления оперативного контроля с целью оценки текущей газоконденсатной характеристики в процессе выполнения промысловых исследований.

Однако известный способ не обеспечивает достаточной точности в определении газоконденсатной характеристики и для его применения необходима зависимость содержания С5+в в газе сепарации от температуры сепарации, определенная в процессе проведенных ранее газоконденсатных исследований (ГКИ).

Известен способ проверки полученных результатов газоконденсатных исследований, в который входит необходимое условие проведения газоконденсатных исследований и отбор проб с депрессией на пласт, не превышающей 10-20% от уровня пластового давления, при этом скорость восходящего потока исследуемой смеси на входе в насосно-компрессорные трубы должна составлять не менее 2,5-4 м/с. Принято считать, что это обеспечивает получение достоверных данных о составе и свойствах углеводородной смеси [Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: «Недра», 1980, Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. 1 ч. - М.: ООО «Газпром Экспо», 2011].

Известный способ проверки распространяется на все газоконденсатные залежи, без учета конкретной специфики отдельно взятых залежей, находящихся при различных термобарических условиях.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается при использовании заявляемого изобретения, является обеспечение получения достоверных данных о газоконденсатной характеристике пластового газа, насыщающего залежи, находящиеся при аномально высоком пластовом давлении (АВПД), без выпуска в атмосферу и потери углеводородной продукции скважин.

При решении указанной проблемы получаемый технический результат, обеспечиваемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в повышении точности определения газоконденсатной характеристики (ГКХ) пластового газа залежи, а также создании математической модели пластового газа, разрабатываемой на основе результатов газоконденсатных исследований.

Указанный технический результат достигается способом получения достоверных данных о газоконденсатной характеристике пластового газа для залежей, находящихся при аномально высоком пластовом давлении, характеризующийся тем, что проводят газоконденсатные исследования на газоконденсатную характеристику методом сепарации в две ступени, включающие отбор проб газа сепарации и нестабильного конденсата на каждой ступени сепарации, замер термобарических параметров на забое скважины и в сепараторах, дебитов пластового газа, газа сепарации, нестабильного конденсата, определение компонентно-фракционного состава и физико-химических свойств отобранных проб, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия, после чего производят проверку результатов о газоконденсатной характеристике путем выполнения отбраковки и корректировки полученных результатов с учетом того, что газоконденсатные исследования выполнены при режиме работы скважины с депрессией на пласт, не превышающей 15% от уровня пластового давления и фактической скорости восходящего потока исследуемого пластового газа на входе в насосно-компрессорные трубы не менее 1,5 критической скорости потока, при этом осуществляют корректировку компонентного состава газа сепарации с учетом интервалов допустимых значений концентрации N-го компонента в составе газа сепарации на каждой ступени путем решения системы линейных уравнений вида:

при этом

где: n - ступень сепарации, I или II;

N - компонент пластового газа: 1 - метан, 2 - этан, 3 - пропан, 4 - изо-бутан, 5 - н-бутан, 6 - группа С5+;

- концентрация N-го компонента в газе сепарации на n-ой ступени сепарации, мольн. д.,

СО2 - компонент - диоксид углерода; N2 - компонент - азот,

- концентрация диоксида углерода в газе сепарации на n-ой ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация диоксида углерода в нестабильном конденсате на n-ой ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация азота в газе сепарации на n-ой ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация азота в нестабильном конденсате на n-ой ступени сепарации, мольн. д.,

- константа равновесия N-го компонента на n-ой ступени сепарации,

- давление сепарации на n-ой ступени сепарации, МПа,

- температура сепарации на n-ой ступени сепарации, °К,

- температура кипения для N-го компонента, °К,

- критическая температура N-го компонента, °К,

- критическое давление N-го компонента, МПа,

на основе отобранных результатов газоконденсатных исследований создают математическую модель пластового газа, производят адаптацию математической модели путем получения допустимого отклонения расчетного значения наблюдаемого параметра от значения, определенного по результатам газоконденсатных исследований, при этом, если расчетное значение наблюдаемого параметра отлично от его значения, определенного в ходе газоконденсатных исследований, то производят поэтапное увеличение или уменьшение молекулярного веса каждой фракции на 1% от исходного значения молекулярного веса фракции, воспроизводят перерасчет критических свойств каждой фракции, затем на основе кубического уравнения состояния выполняют расчет значения наблюдаемого параметра и сопоставление его со значением, определенным при газоконденсатных исследованиях, адаптированную математическую модель используют в композиционной численной фильтрационной модели залежи.

Заявляемая совокупность действий, включающая промысловую часть газоконденсатных исследований, выполненных методом двухступенчатой сепарации, лабораторное определение компонентно-фракционного состава пластового газа и физико-химических свойств отобранных проб, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия, проведение анализа результатов, включающего отбраковку и корректировку полученных исходных данных о газоконденсатной характеристике, создание математической модели пластового газа, которую адаптируют на фактические данные о фазовом поведении пластового газа, обеспечивает повышение точности прогнозирования изменения компонентного состава и физико-химических свойств добываемого пластового газа при расчете технологических показателей залежи с использованием композиционной численной фильтрационной модели месторождения.

На фиг. 1 представлена блок-схема проверки исходных данных, подготовки и настройки математической модели пластового газа, на фиг. 2 - зависимость константы равновесия компонентов от характеристического фактора (FN), на фиг. 3 - зависимость потерь конденсата в результате снижения пластового давления. Способ осуществляют следующим образом.

При геологоразведочных работах и в процессе контроля за разработкой залежей, находящихся при аномально высоком пластовом давлении, осуществляют газоконденсатные исследования методом непрерывного отбора промышленных количеств газа с использованием сепаратора в качестве первой ступени и малогабаритной сепарационной установки (МТСУ) в качестве второй ступени с последующим смешением разделенных потоков с газовой и жидкой фазами в единый газоконденсатный поток и подачей его в шлейф: проводят промысловые исследования, в процессе которых осуществляют замер термобарических параметров работы скважины или газового промысла, дебитов добываемой продукции скважин - пластового газа (газоконденсатной смеси), газа сепарации, нестабильного конденсата и стабильного конденсата, производят отбор проб газа сепарации и нестабильного конденсата на каждой ступени сепарации. В ходе проведения лабораторных исследований определяют компонентный состав и физико-химические свойства пластового газа и газа сепарации, нестабильного и стабильного конденсата; плотность стабильного конденсата; рассчитывают молекулярную массу фракций стабильного конденсата и потенциального содержания компонентов группы С5+ в пластовом газе; определяют результаты разгонки стабильного конденсата по истинным температурам кипения.

Далее проводят проверку и при необходимости отбраковку полученных результатов промысловых и лабораторных исследований.

Из всего массива выполненных газоконденсатных исследований на скважине отбирают результаты, выполненные при режиме работы скважины с депрессией на пласт, не превышающей 15% от уровня пластового давления. При этом фактическая скорость восходящего потока исследуемой смеси на входе в насосно-компрессорные трубы должна превосходить критическую скорость потока в 1,5 раза, т.е. составлять не менее (не ниже) 1,5*Vкр, где Vкр - критическая скорость потока (м/сек), которая рассчитывается согласно [R.G. Turner, M.G. Hubbard, А.Е. Dukler «Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells» - SPE Gas Technology Symposium, Omaha, Nebr., 1968].

Представительность полученных результатов определения компонентного состава газа сепарации и нестабильного конденсата на первой и второй ступенях сепарации и оценки согласованности отобранных из сепаратора проб проверяют по выполнению условия термодинамического равновесия газовой и жидкой фаз. Проверка на качество реализуется за счет сопоставления фактических и теоретических значений констант равновесия каждого компонента в составе газа сепарации и нестабильного конденсата каждой ступени сепарации по методике, предложенной группой авторов Хоффман-Крамп-Хоккот [Whitson С.Н., Brule M.R. Phase Behavior. SPE Monograph, Volume 20, Richardson, Texas, 2000, 233 рр]. Отбраковку или корректировку результатов отбора и определения состава проб газа сепарации и нестабильного конденсата производят при существенном отклонении фактических констант равновесия от теоретических и отсутствия линейности в зависимости от характеристического фактора Хоффмана, FN.

Характеристики группы углеводородов С5+ определяют экспериментально, разбиением ее на десятиградусные температурные фракции с фиксацией свойств (температура кипения, плотность, молекулярная масса) каждой из фракции в лаборатории по методу разгонки по истинным температурам кипения (ИТК). При этом общее значение молекулярной массы и плотности всей группы фракций должно соответствовать значению молекулярной массе и плотности стабильного конденсата. Если же разница больше 5%, то разгонка выполнена не соответствующим образом, и результаты не используются. Кроме этого, проверяется соответствие фактической зависимости выхода фракций от их молекулярной массы виду нормального распределения.

Производят корректировку величины конденсатогазового фактора КГФ (отношение дебита нестабильного конденсата к дебиту газа сепарации, см33), замеренного на каждой ступени сепарации при промысловых газоконденсатных исследованиях, на результаты лабораторного определения истинных свойств газа сепарации и нестабильного конденсата. Уточняют результаты лабораторных исследований величины КГФ с учетом поправки, характеризующей вытесненный объем газа из сепаратора накопленным объемом нестабильного конденсата, в случае применения при промысловых исследованиях сепаратора с переменным уровнем.

На стадии проверки качества исходных данных о газоконденсатной характеристике пластового газа проводят анализ результатов, выполненных на установках фазового равновесия термодинамических исследований (экспериментов) с использованием физической пробы пластового газа. Наличие жидкой фазы в ячейке с пробой (PVT-бомбе) при термобарических условиях, соответствующих пластовым условиям, говорит о том, что отбор сепараторных проб или их физическая рекомбинация были выполнены некачественно. Качество результатов исследований проверяют на основе материального баланса при наличии данных хроматографического анализа компонентного состава пластового газа, выпускаемого из установки фазового равновесия (при снижении давления). Для дальнейшей возможности обоснованной настройки математической модели пластового газа исследования выполняют по схеме контактно-дифференциальной конденсации.

На основе отобранных промысловых и лабораторных результатов о ГКХ создают математическую модель пластового газа.

Для достижения минимального расхождения фактических и расчетных значений (допустимого отклонения расчетного значения наблюдаемого параметра от значения, определенного по результатам газоконденсатных исследований) осуществляют действия по корректировке и адаптации исходных данных.

В заявляемом способе в качестве изменяемого параметра выступает молекулярная масса каждой из фракции. Наблюдаемыми параметрами могут быть: давление начала конденсации при пластовой температуре, соотношение фаз, количество выпавшего конденсата, состав газовой и жидкой фаз при сепарации газоконденсатной пластовой смеси.

Если анализ результатов промысловых газоконденсатных исследований показал, что по условиям притока при промысловых испытаниях депрессия на пласт (не выше 15%) и скорость потока газа (не ниже 1,5*Vкр) на режиме исследования скважины соответствуют необходимым критериям, а при проверке, по условию соблюдения парожидкостного равновесия в момент отбора сепараторных проб методом сопоставления расчетных и фактических значений констант равновесия, результатов лабораторного анализа проб может выясниться, что имеется систематическая ошибка в определении фактических значений концентраций некоторых компонентов в составе газа сепарации и нестабильного конденсата, то, главным образом, данная ошибка влияет на точность при определении рекомбинированного состава пластового газа и исходного потенциального содержания С5+. В этом случае, для того, чтобы получить откорректированные составы газа сепарации и нестабильного конденсата, исходя из расчетных теоретических значений констант равновесия, можно воспользоваться результатами решения системы линейных уравнений вида:

при этом

где: n - ступень сепарации, I или II;

N - компонент пластового газа: 1 - метан, 2 - этан, 3 - пропан, 4 - изо-бутан, 5 - н-бутан, 6 - группа С5+;

СО2 - компонент - диоксид углеводорода; N2 - компонент - азот;

X - концентрация компонента в газе сепарации, мольн. д.;

Y - концентрация компонента в нестабильном конденсате, мольн. д.;

- константа равновесия N-го компонента на n-ой ступени сепарации;

- давление сепарации на n- ой ступени сепарации, МПа;

- температура сепарации на n-ой ступени сепарации, °К;

- температура кипения для N-го компонента, °К;

- критическая температура N-го компонента, °К;

- критическое давление N-го компонента, МПа. Данная система уравнений для каждого случая решается итерационным методом, при этом исходная концентрация каждого компонента в газе сепарации, определенная при лабораторном анализе состава и свойств сепараторных проб газа сепарации, используется в качестве начального приближенного значения. Полученные интервалы допустимых значений концентрации N-го компонента в составе газа сепарации на каждой ступени позволяют снизить количество итераций и избавиться от многочисленных решений системы уравнений (1), не имеющих физического смысла:

Корректировку результатов лабораторной разгонки стабильного конденсата по ИТК, включающих зависимость выхода каждой фракции от их молекулярной массы, производят с помощью одного из двух методов корректировки ИТК и описания фракций C5+: гамма-распределение с постоянным шагом молекулярной массы или гамма-распределение с переменным шагом молекулярной массы [Whitson С.Н. Characterizing Hydrocarbon Plus Fractions. SPE Journal, U. of Trondheim, August 1983, 683-694 pp].

Для создания математической модели пластового газа на основе кубического уравнения состояния, помимо компонентно-фракционного состава пластового газа требуются значения критических свойств индивидуальных компонентов и фракций. Критические свойства индивидуальных компонентов (CO2, N2, метан, этан, пропан, изо-бутан, н-бутан, изо-пентан, н-пентан) соответствуют фактическим значениям, приведенным в соответствующей литературе. Для фракций критические свойства рассчитывают согласно различным корреляциям. Рекомендуемые корреляции свойств для фракций в составе пластового газа, насыщающего залежи с АВПД:

[Tarek Ahmed. Equations of state and PVT analysis. Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 2007.]

[Pedersen K.S., Christensen P.L. Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. CRC Press Taylor&Francis Group, 2007.]

где - температура кипения i-ой фракции, °К; - критическая температура i-ой фракции, °К; - критическое давление i-ой фракции, МПа; - критический объем i-ой фракции, фут3/баррель; ωi - ацентрический фактор i-ой фракции; Mwi - молекулярная масса i-ой фракции, г/моль; ρi - относительная плотность i-ой фракции.

Далее осуществляют адаптацию полученных критических свойств фракций.

При использовании кубических уравнений состояния Ван-дер-ваальсового типа в расчетах фазового поведения, рассчитанные значения критических свойств каждой фракции проверяют на соответствие следующей системе уравнений (на примере уравнения состояния Пенга-Робинсона):

где Рс.у. - давление при стандартных условиях, 0,0101325*106 Па; Тс.у. - температура при стандартных условиях, 293,1 °К; R - универсальная газовая постоянная, 8,31441 Дж/(моль⋅К); V - молярный объем, м3/моль; а - коэффициент уравнения, Па; b - коэффициент уравнения, м3/моль; ω - ацентрический фактор; Ркр - критическое давление, Па; Ткр - критическая температура, °К.

При этом структура коэффициентов а и b, на примере уравнения состояния Пенга-Робинсона, будет следующей:

где β, , - независимые параметры уравнения состояния Пенга-Робинсона:

Кроме этого, также необходимо выполнение неравенства вида:

Из формул (5) и (7) имеем:

где ρ - плотность, кг/м3; Mw - молекулярная масса, кг/моль.

За счет решения представленной системы уравнений и условий неравенства происходит адаптация критических свойств фракций.

Значения плотности и молекулярной массы углеводородов группы C5+ оказывают непосредственное влияние на результат определения критических свойств фракций и точность их определения, которая, в свою очередь, отражается на расчете с использованием кубического уравнения состояния фазового поведения всей газоконденсатной смеси в целом.

Осуществляют адаптацию на факт математической модели пластового газа за счет корректировки изменяемого параметра - молекулярной массы фракций углеводородов группы С5+, являющегося универсальным для любого рода многокомпонентных систем, при этом сокращается время вычислений и сохраняется приемлемый уровень точности. В случае, если расчетное значение наблюдаемого параметра отлично от его значения, определенного в ходе ГКИ, то производят увеличение или уменьшение молекулярного веса каждой фракции на 1% от исходного значения молекулярного веса фракции. Указанные действия повторяют необходимое количество раз до момента достижения допустимого отклонения расчетного значения наблюдаемого параметра от определенного по ГКИ. Минимальное значение изменения молекулярного веса фракции и соответствующий шаг изменения в 1% установлены опытным путем при использовании современного программного обеспечения для расчета фазового поведения углеводородных систем. При этом максимально возможное значение изменения молекулярного веса каждой фракции равно 10% от исходного значения, что согласуется с неопределенностями и существующим значением погрешности в лабораторном определении величины молекулярного веса фракции.

Рассмотрим на примере использования способа получения достоверных данных о газоконденсатной характеристике, подготовки и настройки модели пластового газа, насыщающего ачимовские залежи Уренгойского месторождения, находящегося при аномально высоком пластовом давлении, разбуренного рядом скважин.

Предварительно осуществляют комплекс газоконденсатных исследований скважины /скважин методом двухступенчатой сепарации без выпуска газа в атмосферу, в рамках которых определяют исходные данные. По данным замеров определили термобарические параметры: начальное давление и температуру в пласте, забойное давление и т.д. Произвели отбор проб газа сепарации и нестабильного (сырого) конденсата на первой и второй ступенях сепарации. По результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику производят определение компонентно-фракционного состава пластового газа, насыщающего залежь, и физико-химических свойств отобранных проб. Промысловые исследования проводили на сепараторах с переменным уровнем, для отбора проб и проведения требуемых замеров использовали стандартные средства и методики.

Далее согласно заявляемой последовательности действий (фиг. 1) произвели проверку исходных данных о ГКХ, на основании которой отобрали достоверные промысловые результаты газоконденсатных исследований: по условиям притока при проведении промысловых исследований, по качеству результатов разгонки стабильного конденсата по ИТК.

В рассматриваемом примере, при проверке по условию термодинамического равновесия при отборе сепараторных проб газа сепарации и нестабильного конденсата на первой ступени сепарации отмечается отклонение фактических констант равновесия от расчетных теоретических значений и, как следствие, отсутствие линейной зависимости в координатах (таблица 1, фиг. 2).

С учетом рассчитанных теоретических значений констант равновесия, по результатам решения системы уравнений (1) был определен состав газа сепарации, нестабильного конденсата и, следовательно, состав пластового газа (таблица 1), который отличен от состава газа, полученного в лаборатории.

Результаты лабораторных исследований величины КГФ уточнили путем учета поправки, характеризующей вытесненный объем газа из сепаратора накопленным объемом нестабильного конденсата.

Проверили качество результатов термодинамических экспериментов на основе материального баланса, учитывающего данные хроматографического анализа компонентного состава пластового газа.

На основе отобранных и откорректированных результатов о ГКХ создали математическую модель пластового газа.

Корректировку результатов разгонки по ИТК осуществили путем сглаживания фактических результатов с использованием метода на основе гамма-распределения с переменным шагом по молекулярному весу.

Далее осуществили расчет по установленному набору корреляций критических свойств фракций (2), полученных в ходе сглаживания.

Затем провели настройку математической модели пластового газа путем адаптации на фактические результаты фазового поведения пластового газа.

Произвели адаптацию критических свойств фракций под кубическое уравнение состояния Пенга-Робинсона, на основе которого произвели расчет парожидкостного равновесия и фазового поведения углеводородной системы.

В рассматриваемом примере в качестве изменяемого параметра выступает молекулярный вес каждой из фракции, наблюдаемыми параметромами являются результаты лабораторного эксперимента по дифференциальной конденсации: объем ретроградных потерь конденсата при снижении давления и давление начала конденсации Рнк пластового газа при пластовой температуре.

Согласно полученной модели пластового газа, при сопоставлении промежуточного расчета параметров эксперимента по дифференциальной конденсации (наблюдаемые параметры) и фактических значений (таблица 2, фиг. 3) получилось, что на первоначальном этапе не была достигнута необходимая точность, отклонение расчета от факта составляет от 7 до 50%.

Для обеспечения достижения допустимых отклонений расчетных значений наблюдаемых параметров, определенных по ГКИ, производят корректировку изменяемого параметра - молекулярного веса фракций группы С5+. В рассматриваемом примере на основе созданной схемы настройки модели пластового газа осуществляли поэтапное увеличение молекулярного веса каждой фракции на 1% от исходного значения молекулярного веса фракции. В итоге получены удовлетворительные результаты при условии увеличения молекулярного веса фракций на 5%. Отклонение расчетного по созданной и адаптированной математической модели значений объема потерь конденсата и давления начала конденсации от фактических значений, определенных экспериментально, не превышает 3,5% (таблица 2, фиг. 3).

В результате получили адаптированную математическую модель пластового газа, воспроизводящую состав и свойства реального пластового газа.

Таким образом, заявляемый способ позволяет определить степень достоверности исходной информации о ГКХ, полученной в процессе промысловых и лабораторных исследований, а его использование при создании на основе композиционного подхода математической модели пластового газа, насыщающего залежи с АВПД, увеличивает точность результатов расчета парожидкостного равновесия при планировании и учете добычи углеводородного сырья.

Способ получения достоверных данных о газоконденсатной характеристике пластового газа для залежей, находящихся при аномально высоком пластовом давлении, характеризующийся тем, что

проводят газоконденсатные исследования на газоконденсатную характеристику методом сепарации в две ступени, включающие отбор проб газа сепарации и нестабильного конденсата на каждой ступени сепарации, замер термобарических параметров на забое скважины и в сепараторах, дебитов пластового газа, газа сепарации, нестабильного конденсата, определение компонентно-фракционного состава и физико-химических свойств отобранных проб, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия,

после чего производят проверку результатов о газоконденсатной характеристике путем выполнения отбраковки и корректировки полученных результатов с учетом того, что газоконденсатные исследования выполнены при режиме работы скважины с депрессией на пласт, не превышающей 15% от уровня пластового давления и фактической скорости восходящего потока исследуемого пластового газа на входе в насосно-компрессорные трубы не менее 1,5 критической скорости потока,

при этом осуществляют корректировку компонентного состава газа сепарации с учетом интервалов допустимых значений концентрации N-го компонента в составе газа сепарации на каждой ступени путем решения системы линейных уравнений вида:

при этом ;

где: n - ступень сепарации, I или II;

N - компонент пластового газа: 1 - метан, 2 - этан, 3 - пропан, 4 -изобутан, 5 - н-бутан, 6 - группа С5+,

- концентрация N-го компонента в газе сепарации на n-й ступени сепарации, мольн. д.,

СО2 - компонент - диоксид углерода; N2 - компонент - азот,

- концентрация диоксида углерода в газе сепарации на n-й ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация диоксида углерода в нестабильном конденсате на n-й ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация азота в газе сепарации на n-й ступени сепарации, мольн. д.,

- концентрация азота в нестабильном конденсате на n-й ступени сепарации, мольн. д.,

- константа равновесия N-го компонента на n-й ступени сепарации,

- давление сепарации на n-й ступени сепарации, МПа,

- температура сепарации на n-й ступени сепарации, К,

- температура кипения для N-го компонента, К,

- критическая температура N-го компонента, К,

- критическое давление N-го компонента, МПа,

на основе отобранных результатов газоконденсатных исследований создают математическую модель пластового газа,

производят адаптацию математической модели путем получения допустимого отклонения расчетного значения наблюдаемого параметра от значения, определенного по результатам газоконденсатных исследований,

при этом, если расчетное значение наблюдаемого параметра отлично от его значения, определенного в ходе газоконденсатных исследований, производят поэтапное увеличение или уменьшение молекулярного веса каждой фракции на 1% от исходного значения молекулярного веса фракции,

воспроизводят перерасчет критических свойств каждой фракции,

затем на основе кубического уравнения состояния выполняют расчет значения наблюдаемого параметра и сопоставление его со значением, определенным при газоконденсатных исследованиях,

адаптированную математическую модель используют в композиционной численной фильтрационной модели залежи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам оценки характеристик пластов, содержащих углеводороды. Техническим результатом является повышение точности определения концентрации углеводородов в пласте.

Изобретение относится к области термометрии. Область применения: высокоточное измерение температуры и температурный мониторинг в водонаполненной скважине на заданных интервалах в течение длительного периода времени.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока.

Способ дальнометрии на основе поверхностного возбуждения, включающий выбор первой скважины с металлической обсадной колонной в качестве целевой скважины и выбор второй скважины с металлической обсадной колонной в качестве заземленной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований пробуренных нефтегазовых скважин, а именно к технологии проведения с помощью бурильной колонны спуска и перемещения геофизических приборов малого диаметра в скважинах с открытым стволом сложного профиля.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки в горизонтальные скважины. Средство перемещения приборов имеет форму скважинной торпеды, корпус которой содержит камеру, разбитую на герметичные отсеки.

Изобретения относятся к области исследования анизотропного околоскважинного пространства и могут быть использованы для поиска, разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Изобретение относится к геофизической технике, в частности для нефтегазовой промышленности, и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин и позволяет обеспечить надежность работы измерительных приборов стандартного температурного исполнения в высокотемпературных скважинах, за счет обеспечения возможности регулирования температуры в зоне расположения приборов при резком повышении температуры в зоне закачки горюче-окислительного состава в пласт.

Предлагаемое изобретение относится к области геофизических исследований направленных скважин в процессе бурения и может быть использовано при проводке стволов скважин вдоль пластов, продуктивных на углеводороды.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для определения расстояния или направления сближенных скважин. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для направленного бурения.

Изобретение относится к нефтяному машиностроению, а именно к устройствам газосепараторов погружных электроцентробежных насосов, предназначенных для подъема газожидкостной смеси.

В настоящем изобретении предлагается способ инвертирования потока с непрерывной нефтяной фазой в поток с непрерывной водной фазой и достижения одного или более требуемых параметров добычи в скважине, добывающей текучую среду, содержащую нефть и воду, или инвертирования потока с непрерывной нефтяной фазой в поток с непрерывной водной фазой и достижения одного или более требуемых параметров транспортировки в трубопроводе, транспортирующем текучую среду, содержащую нефть и воду, причем в скважине или транспортном трубопроводе имеется насос, при этом способ содержит следующие шаги: (а) уменьшают частоту вращения насоса до тех пор, пока не будет выполнена инверсия из потока с непрерывной нефтяной фазой в поток с непрерывной водной фазой или не будет достигнуто заданное условие остановки; (b) если инверсия не была выполнена на шаге (а), регулируют давление на устье скважины или давление на приемной стороне транспортного трубопровода для выполнения инверсии; (с) стабилизируют поток при условии, достигнутом на шагах (а) или (b); и (d) осторожно регулируют одно или оба из давления на устье скважины и частоты вращения насоса для достижения одного или более требуемых параметров добычи.

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к добыче нефти установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). После введения в станцию управления параметров работы УЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока, задают ограничение по температуре насоса, фиксируют силу тока и запускают УЭЦН.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для закачки воды или интенсификации отбора нефти путем кислотной обработки скважин, в частности водным раствором соляной кислоты.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Гидравлический вибратор содержит корпус с неподвижно установленным стволом с донным отверстием и золотник, посаженный шариковыми опорами на ствол.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины включает устройство для импульсной закачки жидкости, разрушаемый клапан с резиновым листом, пакер и патрубок с отверстиями и со втулкой, зафиксированной в этом патрубке срезным винтом.

Группа изобретений относится к способу и устройству генерирования ударных волн в стволе скважины. Способ создания ударных волн в стволе скважины, заполненной или частично заполненной жидкостью, для стимулирования продуктивных горизонтов нефтегазоносных пластов, включающий позиционирование устройства, соединенного с нижней частью колонны напорно-компрессорных труб, направленной вниз в ствол скважины, обеспечение длины хода вверх Lstr насосного блока указанного устройства, определяемой по следующей формуле: где H1 - длина нижнего цилиндра, L2 - расстояние между верхней частью нижнего плунжера и нижней частью верхнего плунжера, D1 - диаметр нижнего плунжера, D2 - диаметр верхнего плунжера, Asw - требуемая амплитуда генерируемой ударной волны, Е - модуль упругости материала насосно-компрессорной штанги, dr - диаметр насосно-компрессорных штанг.

Группа изобретений относится к области строительства нефтегазодобывающих и паронагнетающих скважин. Скважинное устройство регулирования потока сред содержит базовую трубу с муфтой, на наружной поверхности базовой трубы установлены клапанные устройства и фильтрующий элемент.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к методам проверки качества промысловой информации о газоконденсатной характеристике, в частности к способам контроля над составом и свойствами пластового газа. Сущность изобретения: при геологоразведочных работах и в процессе контроля за разработкой нефтегазоконденсатного месторождения проводят газоконденсатные исследования, включающие промысловую часть - замер параметров работы скважины, дебитов газоконденсатной смеси, газа сепарации, нестабильного конденсата, производят отбор проб продукции скважины, а также комплекс лабораторных исследований - определение компонентного состава и физико-химических свойств пластового газа, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия. После этого производят анализ результатов газоконденсатных исследований, выполняют отбраковку и корректировку полученных исходных данных о газоконденсатной характеристике. На основе выполненного анализа создают математическую модель пластового газа, которую адаптируют на фактические данные о фазовом поведении пластового газа и используют в композиционной численной фильтрационной модели месторождения. Обеспечивается повышение точности определения газоконденсатной характеристики пластового газа залежи. 3 ил., 2 табл.

Наверх