Оценка точности корреляций для определения давления начала конденсации газоконденсатной смеси

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ 4
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 7
1.1 Актуальность газоконденсатных исследований (ГКИ) 7
1.2 Цели и задачи исследования скважин 8
1.3 Особенности разработки газоконденсатных залежей 10
1.4 Методы борьбы с ретроградной конденсацией 13
1.5 Давление начала конденсации 14
1.6 Методы определения давления начала конденсации 17
1.7 Экспериментальные методы определения давления начала конденсации 17
1.9 Методы определения точек росы эмпирическими корреляциями 23
1.9.1 Nemeth and Kennedy (1967) 24
1.9.2 Humoud and Al-Marhoun (2001) 25
1.9.3 Elsharkawy (2002) 27
1.9.4 Marruffoe-Maitae-Hime-Rojas (2002) 28
1.9.5 Ovalle и Al-Dhamen 30
1.9.6 El-hoshoudy AN 30
1.10 Уравнения состояния 32
1.11 Анализ погрешностей 33
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 35
2.1 Анализ эффективности применения корреляционных методов для определения условий конденсации 35
2.2 Применения корреляционных методов для определения условий конденсации конкретных составов нашего месторождения 38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 47

Весь текст будет доступен после покупки

Газоконденсатные залежи представляют собой уникальный и чистый углеводородный источник энергии, поэтому прогнозирование их термодинамических параметров, особенно давления начала конденсации (Pнк), имеет решающее значение для характеристики коллектора и управления им, поскольку снижение начального пластового давления ниже давления начала конденсации приводит к накоплению жидкости вблизи ствола скважины и снижению показателя газоотдачи. Газоконденсатные исследования подтверждают влияние давления начала конденсации на продуктивность скважин в газоконденсатных залежах. На основе исследований был сделан вывод, что продуктивность газа, относительная проницаемость и извлечение газа снижаются ниже давления начала конденсации по мере увеличения скопления конденсата вокруг ствола скважины. Следовательно, оценка давления в точке росы имеет решающее значение для определения характеристик флюидов и управления залежами газоконденсата.
На сегодняшний день для точного определения давления начала конденсации используются экспериментальные и теоретические методы. Последние делятся на две основные категории: эмпирические корреляции и уравнения состояния. Использование экспериментальных методов определения давления начала конденсации хоть и дорого обходится недропользователю, но имеет такую неоспоримую вещь, как точность определения значения с минимальной погрешностью, то есть менее 5%. Теоретические же методы имеют погрешность от 5% и выше, однако они достаточно просты и надежны для расчета. Однако нерепрезентативность образцов, недоступность PVT-анализов, проверка качества лабораторного анализа, дороговизна анализа все чаще приводят инженеров-нефтяников к использованию теоретических методов определения давления начала конденсации.

Весь текст будет доступен после покупки

ГКИ направлены на изучение состава пластового и добываемого газов и их изменения в процессе разработки (по площади и разрезу), физико-химических свойств газа и конденсата, фазового состояния газоконденсатной смеси. Результаты ГКИ позволяют провести физическое моделирование поведения пластовой системы при различных методах разработки залежи [1]. В настоящее время определены направления использования результатов ГКИ.





















1.2 Цели и задачи исследования скважин
Целью исследования скважины является получение информации о термобарических параметрах газа (пластового углеводородного сырья), на основе использования которых определяются:
-продуктивная характеристика скважин;
-свойства пластового флюида;
-фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины и прилегающих участков продуктивного пласта (рисунок 1.1)
К числу параметров и характеристик, определяемых либо оцениваемых по результатам комплексных исследований скважин, следует относить:
- Термобарические параметры (пластовые, забойные, устьевые давления и температуры);
- Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины;
- Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сверхсжимаемости, содержание) в пластовом флюиде конденсата, воды, отдельных компонентов;
- Фазовое состояние пластового флюида и его изменение при движении газа в пласте, стволе скважины и наземных коммуникациях;
- Коллекторские и фильтрационные свойства призабойной зоны скважины и прилегающих участков продуктивного пласта (пористость, газонасыщенность, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость);
- Геометрические характеристики пласта, в частности, толщина пласта, границы зон, размеры экранов и непроницаемых влючений;
- Технологический режим работы скважины, выбираемый с учетом факторов, ограничивающих ее производительность (разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и среды, окружающей ствол скважины, неоднородность вскрываемых продуктивных отложений, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции);
- Компонентный состав проб сырого конденсата и отсепарированного газа;
- Начальное потенциальное содержание конденсата, этана, пропана, бутанов в пластовом газе и прогноз его изменения по мере снижения пластового давления в залежи;
- Коэффициент извлечения конденсата (КИК);
- Физико-химическая характеристика конденсата и товарная характеристика его целевых фракций [1].
Для достижения цели исследования скважины рекомендуется решить следующие задачи:
- Обосновать методику и технологию проведения исследования скважины;
- Подготовить технику, технологическое оборудование, устройства и комплексы для исследования;
- Провести работы на скважине с соблюдением требований безопасности и охраны труда;
- Провести обработку полученных данных и интерпретацию результатов исследований [1].
Важное значение в процессе лабораторных исследований имеет давление начала конденсации, так как почти все задачи, касающиеся разработки конкретной газоконденсатной залежи, связаны с этим параметром.
1.3 Особенности разработки газоконденсатных залежей
Особенность заключатся в том, что при разработки газоконденсатных месторождений происходит снижение давление ниже давления начала конденсации и происходит переход тяжелых углеводородов в жидкую фазу. Наличие ретроградных явлений приводит к выпадению в порах пласта конденсата и снижению коэффициента конденсатоотдачи, из – за оседания его в пласте. При достижении пластовым давлением давления максимальной конденсации Процесс фазовых превращений усиливается, происходит выделение из газовой фазы основной массы тяжелых компонентов. Для снижения потерь и увеличение коэффициента конденсатоотдачи применяются технологии сайклинг-процесса и выбора рациональных значений технологических параметров разработки газоконденсатного месторождения. Для анализа фазовых переходов при разработке месторождений часто используется фазовая диаграмма (рисунок 2). В точке С диаграммы различие в составах и свойствах равновесных фаз исчезает, и составы жидкой и паровой фаз становятся идентичными составу в целом. Давление и температура, при которых исчезает различие в составах и свойствах равновесных фаз, называются критическими, а точка С – критической точкой. Смесь заданного состава в области парожидкостного равновесия имеет только одну критическую точку.
Переход компонентов вещества в жидкую фазу происходит при определенных термобарических условиях. Точки на диаграмме (рисунок 1.2), отражающие моменты появления первой капли сконденсировавшейся жидкости, называют точками росы, а совокупность данных точек – кривой точек росы.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Ч. 1: Р Газпром 086-2010 / Науч.-исслед. ин-т природ. газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ. - Введ. 2011-04-29. - Москва: Газпром экспо, 2011. - VI, 319 с. : ил.; 29 см. - (Рекомендации организации Система стандартизации ОАО "Газпром" / Открытое АО "Газпром").
2. C.K. Eilerts, Phase Relations of Gas Condensate Fluids, Monograph 10, USBM, vol. I & II, American Gas Assn., New York City, 1957.
3. A.M. Elsharkawy, Characterization of the plus fraction and prediction of the dewpoint pressure for gas condensate reservoirs, Paper SPE 68776 presented at the 2002 SPE Western Regional Meeting held in Bakers?eld, California, March 2002, pp. 26–30.
4. М.Т. Абасов, д.т.н., З.Я. Аббасов, д.т.н., В.М. Фаталиев, к.т.н., Н.Н. Гамидов, к.т.н., Г.Г. Мамедова (Институт геологии НАН Азербайджана)
5. Brusilovskiy A.I. Fazovye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza [Phase transformations in the development of oil and gas fields]. Moscow: Graal', 2002, 575 p.
6. Dolgushin N.V., Korchazhkin Yu.M., Podyuk V.G., Sagitova D.Z. Issledovanie prirodnykh gazokondensatnykh sistem [Study of natural gas and condensate systems]. Ukhta: Severnipigaz, 1997, 178 p.
7. Betankur Kh., Devis T., Don Ch., O?Kif M., Naysuonder D. Sovremennye metody zmereniya svoystv plastovykh flyuidov [Current methods for measuring formation fluid properties]. Oilfield review, 2007, Vol. 19, issue 3, pp. 70–88.
8. Statistical Forecast Models To Determine Retrograde Dew Pressure and C7 + Percentage of Gas Condensates on Basis of Production Test Data of Eastern Venezuelan Reservoirs Ilsis Marruffo*, PDVSA, Jose Maita, Jesus Him*, Gonzalo Rojas*, Universidad de Oriente. *SPE

Весь текст будет доступен после покупки