Лекция 6. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

     

6.1 Исследования газоконденсатных скважин

При исследовании скважин газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения со­става и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе «пласт — скважина — сепаратор — магистральный газопровод».

Определение компонентного состава пластового газа — важная задача. От правильного определения состава пластового газа за­висят:

1)    балансовые запасы компонентов, входящих в его состав;

2)    способы подготовки газа к транспорту и переработке;

3)    технологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта пластового газа и его транспортировка на ГПЗ;

4)    технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ;

5)    обо­снование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии;

6)    охрана труда людей и защита окружающей среды.

 

6.2 Технология и техника исследования газоконденсатных смесей в лабораторных условиях

Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепариро­ванного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного конденсата — на С5+.

Для исследования газоконденсатных смесей используется лабораторная установка  УФР-2  (установка фазового равновесия),   в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления (бомбы PVT). В первом проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пласто­вого до атмосферного. Таким способом моделируют фазовые пре­вращения в пласте при разработке залежи на истощение. Фазовые равно­весия систем исследуют при температурах от — 10 до + 200 °С и давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяют расчетом.

Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при кон­тактной и дифференциальной конденсации. При контактной кон­денсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоян­ными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе PVT, т. е. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ вы­пускают из бомбы PVT, не изменяя ее объема. Этот процесс ими­тирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси из­меняется, а газовую фазу, отобранную из «пласта» (бомбы PVT), направляют во второй сосуд высокого давления — сепаратор, в ко­тором давление и температуру поддерживают на уровне промысло­вых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс про­мысловой обработки газа.

Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических ус­ловиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата, потерь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения.

При исследовании в лаборатории процессов фазовых превращений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте.

В лабораторных ис­следованиях не соблюдаются условия газогидродинамического по­добия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонения реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое по­добие промысловым процессам подготовки газа к транспортиро­ванию. Эти отличия реальных процессов на месторождении от ус­ловий лабораторных исследований обусловили использование ла­бораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.

Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фа­зовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как аналитические (расчетные) методы их прогнозирования менее надежны.

 

6.3 Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые установки для их проведения.

Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата.

В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов:

1)    Нетермостатируемые

 (высокой промыш­ленной производительности);

2)    термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отбираемого из скважины газа.

 Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термостатируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джоуля—Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения при устьевых значениях давления и температуры.

Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее продукции используют  передвижные и стационарные установки.

На рис.6.1   приведена принципиальная схема передвижной установки.

Рисунок 6.1 - Схема установки У-900

 

Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели.

Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсатосодержание (конденсатогазовый фактор- КГФ)—(г/м3 или см3/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах и в термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20°С и измеряют количество газов дегазации.

Исследования при одновременном отборе промышленных ко­личеств газа и представительной пробы проводят при помощи уста­новки ЛПГ-1   (Рис.  6.2).

Рисунок 6.2 -  Схема промысловой экспериментальной установки на газоконденсатном месторождении: 1 — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределительная гре­бенка; 5—7 — сепараторы; 8 — сепаратор измерительный; 9, 12 — отводы на факел; 10 — регулятор давления до себя; 11 — емкость мерная; 13 — установка для измерения объема жидкости; 14 — стекло уровнемерное

Рисунок 6.3 - Изотермы конденсации при t=270 C  и различных дебитах Q, тыс, м3/сут: 1-38; 2-58; 3-83; 4-100

 

Изотермы  конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изотермических условий.

При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации Q_г и рас­ход стабильного конденсата Q_к. Отношение Q_к/ Q_г  = q_к — выход конденсата (в см³м³) при различных давлениях.

 

 

Изобары  конденсации. Для получения изобар кон­денсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен пли больше минимально допустимого, из­меняют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температу­рах сепарации. Определяют q_к, как и в первом случае.

При построении части диаграмм фазовых превращений в диа­пазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.

Осн: 1[171-182], 2[259-570]

Доп: 6[85-87]

Контрольные вопросы:

1.     Для чего проводят исследования в газоконденсатных скважинах?

2.     Какие виды исследований существуют?

3.     Что такое конденсатогазовый фактор - КГФ?

4.     Какие установки применяют для исследования газоконденсатных скважин?

5.     Как строят изотермы и изобары конденсации?

6.     Как осуществляют контактную и дифференциальную конденсацию?