Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин

Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин

Реферат

Изобретение относиться к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения компонентного состава и газового фактора продукции нефтяных и нефтегазоконденсатных скважин.

Наибольшее распространение имеет методика комплексного исследования состава и свойств пластовых нефтей, которая включает в себя отбор глубинных проб пластовых флюидов, перевод отобранных проб в P-V-T установки и приведение их к пластовым условиям, разгазирование пробы, при заданных температурах и давлениях. При этом измеряются газовые факторы при условиях разгазирования, компонентные составы жидкой и газовой фаз. Компонентный состав исходной системы рассчитывается на основе измеренных составов фаз и газового фактора. В дальнейшем на основе компонентного состава пластовой системы и известных уравнений состояния (Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона и др.) или по константам равновесия определяются газовые факторы, составы и свойства фаз при заданных условиях.

Методика требует значительных трудозатрат и имеет высокую себестоимость.

Известен способ измерения газового фактора, включающий отбор пробы гомогенной газожидкостной среды, получаемой путем интенсивного пе-ремешивания основного потока при высоких скоростях, обеспечивающих также высокую частоту чередования участков струи неодинакового состава [1].

Недостатками этого способа и устройства является недостаточная гомогенизация газожидкостной среды и невозможность обеспечения изокинетического режима.

Известен способ определения газового фактора на устье действующей скважины, предусматривающий создание и автоматическое регулирование изокинетического режима течения отбираемого и основного потоков путем балансировки их статических давлений за счет взаимодействия потоков через мембрану, установленную в стенке пробоотборной трубки [2].

Недостатком метода являются сложность достижения и невозможность контроля гомогенности газожидкостного потока в точке отбора пробы и изокинетичности отбираемого потока с основным.

Известен (взятый за прототип) способ определения газового фактора, включающий отбор проб газожидкостного потока путем создания гомогенной среды и изокинетического режима течения основного и отбираемого потоков, путем создания зоны критического истечения основного газожидкостного потока за счет установки на его пути сменных штуцеров [3]. Способ в достаточной мере обеспечивает изокинетический режим течения основного и отбираемого потоков.

Недостатком способа является необходимость остановки скважины и изменение режима ее работы для создания критической скорости истечения газожидкостного потока при отборе пробы. Кроме того, в связи с ростом обводненности продукции и малодебитного фонда скважин, буферное давление на многих скважинах зачастую ниже 0,2 МПа, что не обеспечивает возможности развития скорости истечения через сужающее устройство до звуковой (критической). Остановка скважин обводненного фонда нередко приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта и снижению дебита скважин.

Задачей изобретения является обеспечение возможности определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включая скважины низкодебитного и высокообводненного фонда, без их остановки.

Для решения поставленной задачи при определении компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включающем отбор проб двухфазной системы, при различных термобарических условиях движения продукции скважин, и анализ компонентных составов фаз отобранных проб, отбор проб и анализ составов газовой и жидкой фаз этих проб осуществляют при термобарических условиях, соответствующих термобарическим условиям в основном потоке продукции скважин на момент отбора проб.

Компонентный состав и газовый фактор продукции скважин определяют подбором мольной доли газовой фазы в точке отбора проб, исходя из математического критерия наименьшей ошибки.

Согласно изобретению проводятся измерения температуры и давления потока газожидкостной системы скважины. К существующим точкам отбора продукции скважины, предпочтительнее на вертикальном отрезке, подсоединяется контейнер (пробоотборник) высокого давления, заполненный запорной жидкостью. Основной поток при термобарических условиях в точке отбора характеризуется определенным компонентным составом газовой фазы x_i ⁽¹⁾ При отборе пробы в контейнер поддерживаются те же термобарические условия, что и в основном потоке. Заполненный контейнер убирают. Меняют режим работы скважины с помощью центральной или линейной задвижек и повторяют отбор проб при новых термобарических условиях, фиксируя их.

Отобранные пробы в лабораторных условиях с использованием РУТ-установки приводятся к термобарическим условиям, соответствующим условиям в точке отбора проб. Отбирают газовую и жидкую фазы для определения компонентного состава каждой из фаз, например, методом газовой хроматографии.

Компонентный состав и газовый фактор продукции скважин при соответствующих термобарических условиях отбора проб определяют по результатам двух или нескольких измерений составов газовой и жидкой фаз, выполненных при разных термобарических условиях. На основе компонентного состава продукции скважин по уравнению состояния рассчитывают газовый фактор продукции скважины при стандартных условиях (760 мм рт.ст. и 20°С) или любых других по требованию Заказчика.

Суть метода заключается в следующем.

Пусть известны составы газовой и жидкой фаз при нескольких различных термобарических условиях:

тогда состав исходной системы с наибольшей вероятностью можно оценить как:

где:

V^(j) - мольная доля газовой фазы при соответствующих j-х термобарических условиях;

х_i - мольная доля i-го компонента в газовой фазе;

у_i - мольная доля i-го компонента в жидкой фазе;

z_i - мольная доля i-го компонента в исходной системе;

j - при x, y, z характеризует мольную долю соответствующего компонента в пробе, отобранной при j термобарических условиях, число которых n≥2.

Значения V^(j) подбираются исходя из критерия наименьшей ошибки:

где индексы:

k - характеризует одно из значений уравнения (3), число которых меняется в диапазоне от 1 до N;

i, j - характеризуют мольную долю соответствующего компонента в исходной системе при соответствующих i и j термобарических условиях, при этом i> или <, но ≠j, что обозначено в уравнении 4j<>i;

N - число значений z (3), выбираемых программой для расчета наименьшей ошибки Е;

n - произвольное число компонентов углеводородной системы и режимов, но не менее 2. С увеличением числа n возрастает точность определения газового фактора и компонентного состава продукции скважины.

В качестве примера рассмотрим применение предложенного способа для определения компонентного состава пластовой нефти Восточно-Каменного месторождения из скважины 622 пласта ЮК₂. Выбранная скважина давала продукцию с содержанием воды не выше 9%, что обеспечивало представительность проб пластовой нефти, отобранных глубинными пробоотборниками.

Проба №1 водогазонефтяной смеси отобрана на вертикальном участке скважины перед линейной задвижкой, а проба №2 - на горизонтальном участке выкидной линии. Пробы отбирались в теплоизолированные контейнеры, заполненные насыщенным раствором поваренной соли. Равенство температур основного потока и в контейнере обеспечивалось пропусканием через контейнер газожидкостного потока. Контроль температур и давлений основного потока и отбираемой части осуществлялся термопарами и манометрами, размещенными на трубопроводах вблизи точек отбора и на выходе контейнера. По температуре отклонение не превышало 1°С, по давлению - 0,6 кг/см².

Определение компонентного состава и свойств газовой и жидкой фаз осуществляется по стандартной методике на типовом оборудовании по исследованию газонасыщенных нефтей в соответствии с действующими ГОСТ и ОСТ на данные виды работ.

Результаты анализа состава газа и жидкости в пробах №1 и №2 в условиях термодинамического равновесия при температуре и давлении, равных температуре и давлению в точке отбора проб, приведены в табл.1.1.

С использованием предложенных математических выражений в автоматическом режиме проведен подбор мольной доли газовой фазы, при которой линейные зависимости по каждому компоненту сходятся вблизи одной точки, характеризующей однофазную пластовую систему.

Абсолютная погрешность определения по каждому компоненту предложенным способом не превышает установленную ГОСТ 14-920-79 погрешность определения состава хроматографическим методом.

Определенное при подборе значение мольной доли газовой фазы, приведенное в общепринятой размерности м³/т, отличается от фактического на 5 м³/т, или 6,4%, что лежит в пределах определения газового фактора прямым классическим способом. При этом себестоимость определения предложенным способом меньше классического в 1,4 раза.

Компонентный состав и газовый фактор нефти Восточно-Каменного месторождения из скважины 622 пласта ЮК₂, определенные классическим методом контактного однократного разгазирования глубинной пробы, также приведены в табл.1.1. Эти данные являются представительными, определены как среднее арифметическое значение результатов определения по трем глубинным пробам. Средняя относительная погрешность в определении газового фактора 7,2%.

Новый способ позволяет получить состав пластового флюида без отбора представительной пробы пластового флюида и его разгазирования в стандартных условиях. Затем из состава пластового флюида получить составы газа, нефти и величину газового фактора при разгазировании в стандартных условиях или любых других.

Преимуществами способа являются: отсутствие необходимости создания и контроля гомогенной системы; не надо создавать высокоскоростные (критические) потоки газожидкостной системы; достаточно, чтобы в контейнеры поступили обе фазы, и газовая, и жидкая - независимо от их соотношения; отсутствует необходимость в остановке скважины для монтажа оборудования.

Способ определения компонентного состава прошел испытания на пластовых флюидах Самотлорского, Бахиловского, Средне-Балыкского месторождений.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1810522, кл. Е 21 В 47/10, 1990.

2. Патент РФ №2179240, кл. Е 21 В 47/10, 2002.

3. Патент РФ №2091579, кл. Е 21 В 47/10, G 01N 1/10,1997 (прототип)

Таблица 1.1.Пример определения компонентного состава и газового фактора пластовой нефти. Восточно-Каменное месторождение, пласт ЮК2, скв.622
Компонентные составы, % моль.	Абсолютная погрешность
Компоненты	Пластовая нефть по глубинной пробе	Проба №1, Р=0,885 МПаТ=18°С	Проба №2, Р=0,316 МПаТ=18°С	Пластовая нефть по разработанному способу	По разработанному способу	По ГОСТ 14-920-79
нефть	газ	нефть	газ
Метан	19,540	0,854	59,859	1,086	53,566	20,573	-1,033	1,50
Этан	7,445	2,974	17,092	1,064	19,476	7,781	-0,336	1,20
Пропан	9,541	6,906	15,227	4,363	17,325	9,417	0,124	1,20
Изобутан	1,533	1,758	1,048	1,387	1,508	1,471	0,062	0,30
Норм. бутан	5,290	6,578	2,511	5,287	3,649	4,944	0,346	1,20
Изопентан	1,584	2,164	0,332	2,374	0,557	1,626	-0,042	0,60
Норм. пентан	2,798	3,903	0,415	4,333	0,739	2,869	-0,071	0,60
Гексаны	5,151	7,421	0,254	8,778	0,690	5.406	0,255	1,20
Гептаны	4,614	6,717	0,074	8,047	0,260	4,831	0,217	0,60
Октаны	3,033	4,431	0,017	5,959	0,080	3,370	0,337	0,60
Двуокись углерода	0,964	0,226	2,556	0,025	1,311	0,756	0,208	0,30
Азот	0,182	0,002	0,570	0,003	0,776	0,240	-0,058	0,10
Гелий	0,014	0,000	0,004	0,000	0,002	0,019	-0,005	-
Водород	0,001	0,001	0,041	0,003	0,061	0,001	0,000	-
Остаток	38,310	56,065	-	57,291	-	36,694	-	-
Газовый фактор, м3/т		55	68
Мольная доля газа		0,32	0,39
Газовый фактор (при стандартных условиях), м3/т	78		83	5	-

Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включающий отбор проб двухфазной системы при различных термобарических условиях движения продукции скважин и анализ компонентных составов фаз отобранных проб, отличающийся тем, что отбор проб и анализ составов газовой и жидкой фаз этих проб осуществляют при термобарических условиях, соответствующих термобарическим условиям в основном потоке продукции скважин на момент отбора проб, при этом компонентный состав и газовый фактор продукции скважин определяют подбором мольной доли газовой фазы в точке отбора проб, исходя из математического критерия наименьшей ошибки.