К вопросу определения давления начала конденсации газоконденсатных смесей в процессе разработки



В статье предложен способ определения давления однофазного состояния пластовых флюидов, правильное определение которого приводит к предотвращению потерь жидкости в пласте и в призабойной зоне скважины и, тем самым, обеспечивает высокие коэффициенты извлечения промышленных запасов, газа и конденсата. Этот способ позволяет определять давления начала конденсации по характеру изменения свойств добываемого конденсата — по характеру изменения плотности и изменения конденсатогазового фактора (КГФ) в процессе разработки

Ключевые слова: давления, однофазное состояние, призабойная зона, скважина.

The article proposes a method for determining the pressure of a single-phase state of reservoir fluids. The correct definition leads to the prevention of fluid loss in the formation and in the bottom hole zone of the well and, thereby, provides high recovery rates for industrial, gas and condensate reserves. This method allows to determine the pressure of the beginning dew point by the property change character of the produced condensate-by the character of change in density and character of the change in the condensate-gas factor (CGF) in the development process

Keywords: pressure, single-phase state, bottom hole zone, well.

По характеру изменения плотности

В процессе разработки газоконденсатных залежей на истощение с падением пластового давления (Р_пл) происходят фазовые изменения, и в определенном его значении из смеси начинают выделяться тяжелые фракции конденсата, т. е. происходят ретроградные потери.

Значение пластового давления, при котором начинается выделение конденсата, принято называть давлением начала конденсации (Р_нк). Эффективность разработки газоконденсатных залежей, во многом зависит от точности определения абсолютных значений P_нк и установления закономерности изменения его как по площади, так и по мощности залежей.

Известны различные способы определения давления начала выпадения конденсата из газоконденсатной смеси [1–5].

Основным широко распространенным способом определения величины Р_нк газоконденсатной смеси является способ нахождения начала выпадения жидкого конденсата из рекомбинированной пробы с определенным газоконденсатным фактором. Этот способ реализуется в лабораторных условиях в бомбе PVT [1].

В газоконденсатных залежах, начальное содержание конденсата Р_нк по площади меняется. Поэтому их начальное значение следует определять по данным группы скважин, равномерно охватывающих вскрытую часть продуктивного пласта. Поэтому определение Р_нк вышеуказанными способами в отдаленных от экспериментальных баз, особенно в условиях открытого моря, месторождениях становится затруднительным, порой даже невозможным. Кроме того, они требуют значительных материальных средств и рабочего времени. С другой стороны, сопоставление полученных результатов экспериментальным и расчетным путем, промысловыми данными и оценка их достоверности имеют большое практическое значение.

Рассмотрим этот вопрос на примере месторождения Бахар, которое разрабатывается с 1970 года. В начальный период разработки на установках PVT исследовалось всего 9 проб (2 из них являются нефтегазоконденсатными 7 и 14), из восьми залежей и сорока блоков. Поэтому при проектировании и анализе текущего состояния разработки потребовалось изыскание новых способов определения давления начала конденсации и изменения физико-химических свойств добываемых флюидов.

Поставленная цель выполнялась двумя способами.

1. По изменению плотности добываемого конденсата.

Как известно, в процессе разработки с падением давления газоконденсатной смеси изменяется и плотность добываемого конденсата.

В предыдущем параграфе было установлено, что плотность добываемого конденсата, как по залежам, так и по площади в пределах одной залежи, меняется существенно. Однако в любом случае, в начальный период разработки плотность в течение определенного периода остается постоянной, после чего начинает уменьшаться.

Как известно, при пластовом давлении, равным давлению начала конденсации (и до него), из смеси конденсат не выпадает, поэтому ее плотность остается постоянной. С выделением конденсата и выпадением его в пласте плотность выносимого конденсата начинает уменьшаться. Графическая форма его изменения изображается в виде двух прямых линий, пересечения которых соответствуют однозначному значению P_нк. Первая часть ее — горизонтальная прямая с нулевым угловым коэффициентом, а другая — наклонная прямая с отрицательным угловым коэффициентом.

Таким образом, образуется четкая графическая форма изменения плотности добываемого конденсата, по точке перелома которой можно определять давления начала конденсации.

Характер изменения плотности практически всех газоконденсатных скважин (3,10,11,7,14,20,34,40,76), пущенных в эксплуатацию в начале разработки, позволяет определять давления начала выделения конденсата из газоконденсатной смеси (рис. 1, 2). Как видно из этих рисунков, в начальный период эксплуатации скважин плотность добываемого конденсата остается постоянной. После определенного периода она начитает снижаться, причем прямолинейно. Точка пересечения двух прямых линий дает значение P_нк.

Так как динамика плотности в процессе разработки определяется во времени, найденное значении P_нк будет соответствовать определенной дате. По этой дате из кривой динамики P_нк следует найти ее значение, которое будет равным P_нк.

Ниже в таблице приведены значения P_нк группы скважин, определенные этим способом.

Таблица 1

№№скважин		3	7	10	11	14	20	34	76
Рнк нач.		399	465	462	427	465	427	452	399
	по PVT	370	480		460	460			
	промысловым способом	375	426	427	386	431	378	410	370

Из указанных в таблице скважин только в четырех (3, 7, 11 и 14) лабораторным способом определено P_нк. Следует отметить, что между определенными лабораторными и промысловыми способами значений P_нк имеются существенные отличия. Только в скв.3 они совпадают.

Как видно из данных таблицы, по всем залежам месторождения Бахар давление начала конденсации меняется в переделах 370–431 кг/см², т. е. на 25–50 кг/см² ниже начального пластового давления.

Полученные результаты позволяют отметить, что если в процессе разработки регулярно определять , можно найти достоверное значение Р_нк.

Рис. 1. Определение давления начала конденсации по изменению плотности добываемого конденсата по скважинам м. Бахар.

Рис. 2. Определение давления начала конденсации по изменению плотности добываемого конденсата по скважинам м. Бахар.

По изменению содержания добываемого конденсата КГФ

Известно, что содержание конденсата в добываемом газе меняется в зависимости от соотношения пластового, забойного давлений, а также давления начала конденсации, Эти теоретические предположения подтверждаются результатами как лабораторных, так и промысловых исследований. Когда пластовое давление больше давления начала конденсации, в пласте конденсат не выпадает. В таком случае, он может выделяться в стволе скважин, и весь выделившийся конденсат выносится. Поэтому, в условиях

Р_пл > Р_нк содержание конденсата (КГФ) остается постоянным. С уменьшением Р_пл ниже Р_нк выделившийся конденсат остается в пласте, насыщая призабойную зону, и КГФ начинает уменьшаться (рис. 3). Причем, в начальный период она изменяется в основном

прямолинейно. В графическом виде пересечение двух этих прямых линий дает значение давления начала конденсации. Полученные результаты практически совпадают с результатами, полученными по изменению . Совпадение двух результатов показывает, что по изменению свойств добываемого конденсата надежно можно определять значения Р_нк.

В таблице 2 показаны значения Р_нк, определенные лабораторным способом, по скважинам месторождения Бахар. Как видно, в начальной стадии разработки его значения по залежам меняются в переделах 370–500 кг/см². Причем, в их значениях имеется большое несоответствие. Так, например, если в VI горизонте оно на 29 кг/см² меньше, чем начальное давление, то в залежи Х_в скв. 11 — на 38 кг/см² больше. В этом же горизонте в скв.26 на 52 кг/см² меньше, чем Р_пл. С другой стороны, в залежи НКП свиты при начальном пластовом давлении 517 кг/см², значение Р_нк, в скв.22 определено 300 кг/см², в скв.77 — 402 кг/см². Как указано выше, такой разницы в пределах залежи не должно быть. Кроме того, разница в значениях Р_пл и Р_нк показывает, что почти за основной период разработки потери конденсата в пласте не будут иметь место. Тогда как результаты промысловых измерений показывают, что содержание конденсата в добываемом газе уменьшается почти с самого начала разработки. Такие несоответствия имеют место и в значениях Р_нк, определенных в процессе разработки. Например, в процессе разработок в VI горизонте с падением Р_пл от начального 399 кг/см² до текущего (на 2706.80г.) 312 кг/см², значение Р_нк от 370 увеличилось до 390 кг/см², а в залежи Х_в, наоборот, оно упало от 500 до 250 кг/см² при снижении Р_пл от 462 до 275 кг/см². Если в Х_в между значениями Р_пл и Р_нк наблюдается закономерность, т. е. с уменьшением Р_пл уменьшается и Р_нк, то для VI горизонта этого нельзя сказать. Здесь с уменьшением Р_пл, Р_нк увеличивается. В таком случае пробы, по которым определяется Р_нк, считаются не представительными. Однако при изучении показателей эксплуатации скв.18 и 67, по которым определено значение Р_нк, выяснилось, что несоответствие между Р_пл и Р_нк в VI горизонте физически объяснимо. Ранее нами было установлено, что в зоне дренирования этих скважин в пласте потери конденсата имеют место. Это установлено, еще тем, что при поступлении воды в забой скважины, ранее выпадавший конденсат вымывается и выносится на поверхность. Именно в этот момент при увеличении КГФ были отобраны пробы. Известно, что отбор ранее выпадавшего конденсата приведет к изменению состава рекомбинированной пробы, т. е. будет приближать его к составу при начальном пластовом давлении. По всей вероятности, поэтому и значение Р_нк получается завышенным по отношению к текущему Р_пл.

Рис. 3. Определение давления начала конденсации по изменению содержания конденсата по скважинам м. Бахар.

В таблице 2 имеются другие группы скважин (63, 26, 10), где текущие значения Р_нк ниже текущих пластовых давлений, тогда как физически они должны быть равны.

Это отступление от логического результата можно объяснить периодичностью выхода жидкого (ранее выпадавшего) конденсата на поверхность. Этот процесс известен, как автоколебание [6.

Следует отметить, что колебания в работе газоконденсатных скважин бывают как при газовом, так и упруговодонапорном режиме, и при определении Р_нк на PVT их следует учесть.

Как известно, при работе газоконденсатных скважин, в зависимости от условий фильтрации, температура в пласте, особенно в призабойной зоне и в забое скважин, в результате дроссельного эффекта снижается. Однако лабораторные опыты проводятся при начальной пластовой температуре и текущем пластовом давлении, что приводит к искажению полученных результатов.

Таким образом, отбор конденсата и газа для составления рекомбинированной пробы, по которому следует определять значения Р_нк на PVT в различных условиях, не всегда приводит к достоверным результатам.

Определение же Р_нк по изменению плотности и содержанию добываемого конденсата учитывает влияние всех возможных фактов и дает достоверные результаты. Используя вышеуказанную идею, в дальнейшем можно разработать эффективный способ определения Р_нк по данным газодинамических исследований скважин.

Таблица 2

№№ пп	№ скв.	Горизонт	Дата отбора проб	Пластовое давление кг/см2		КГФ, г/м3	к, г/см3	Давление начала конденсации, кг/см2
				начальное	на дату отбора проб
1.	3	VI	19.07.72	399	395	115,0	0,7836	370
2.	67	VI	10.05.79	399	323	112,5	0,7788	390
3.	18	VI	27.06.80	399	312	176,0	0,7751	385
4.	70	VII	10.05.79	421	336	109,0	0,7722	390
5.	62	VII	27.06.80	421	321	108,0	0,7750	380
6.	11	VIII	20.05.71	427	423	126,0	0,7833	460
7.	20	VIII	28.07.80	427	310	120,0	0,7663	355
8.	20	IX	21.07.72	452	449	160,0	0,7607	380
9.	54	IX	11.10.79	452		163,0	0,7730	430
10.	63	IX	09.10.80	452	275	95,0	0,7585	245
11.	11	XВ	01.10.69	462	460	200,0	0,7789	500
12.	26	XВ	08.06.73	462	445	167,0	0,7743	410
13.	26	XВ	10.05.79	462	371	133,0	0,7722	330
14.	10	XВ	15.11.78	462	275	147,0	0,7484	250
15.	115	XВ	22.10.80	462	243	95,0	0,7485	245
16.	7	ХН	29.02.71	465		250	0,7785	480
17.	14	ХН	17.06.71	465		237	0,8055	460
18.	22	НКП	06.06.73	517		94	0,7803	300
19.	77	НКП	31.08.75	517		186	0,7866	402

Полученные результаты соответствуют требованиям задания, предусматривающего разработку и усовершенствование термогидрогазодинамических методов определения параметров нефтегазоносных пластов. Решение задачи о фильтрации нефти и трещиновато-пористых коллекторов позволяет исследовать влияние соотношений проницаемостей и упругоемкостей системы трещин и пористых блоков, а также интенсивности перетока между ними на форму кривых восстановления забойного давления скважин. Используя результаты этих исследований, физически более обоснованно можно определить допущения и с их помощью получить простые и удобные формулы для интерпретации результатов гидродинамических исследований скважины.

Методика обработки данных исследования нефтяных скважин при установившихся режимах позволяет выявить характер и степень деформации трещиноватых коллекторов, а учет этого фактора при гидродинамических расчетах способствует повышению надежности определенных показателей разработки.

Комплексное использование гидродинамических и промыслово-геофизических исследований позволит повысить разрешающую способность каждого из них при контроле за разработкой сложных по строению и условиям разработки месторождений.

Исследование взаимосвязи между тепловым режимом и энергетическим потенциалом нефтяных залежей свидетельствует о том, что разработка месторождений даже при естественных режимах далеко не изотермический процесс, и изменение температуры при снижении давления существенно может повлиять на отдельные параметры пласта и показателей разработки.

Литература:

1. Гиматуддинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного пласта. –М.: Недра, 1982. –С.311.
2. Мирзаджанзаде А. Х., Садых-заде Э. Р. и др. Способ определения величины динамического давления начала конденсации газоконденсатных смесей // Авт.св.СССР. — 202825 по кл. Е 21в, 5а, 41.
3. Рамазанова Э. М. Метод определения давления начала конденсации газоконденсатных систем путем сведения их к тройным смесям // АНХ. — № 12. — 1964. — С.27–29.
4. Фарзане Н. Г. Расчетный метод определения давления однофазного состояния газоконденсатных смесей // Изв. вузов: Нефть и газ. –№ 6. –1960. –С.71–76.
5. Абасов М. Т., Кулиев А. М., Азимов Э. Х., Аллахвердиев В. Н. Способ определения давления начала конденсации газоконденсатной смеси. Геология, бурение и разработка газовых месторождений // Экспресс-информация: ВНИИЭгазпром. –М., 1982. — Вып.7.
6. Мирзаджанзаде А. Х. и др. Разработка газоконденсатных месторождений. –М.: Недра, 1967. — 355 с.