Методика прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром РД 2.2-161-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3   ..

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

Методика прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений


 

СТО Газпром РД 2.2-161-2005


 

Издание официальное


 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


 

Общество с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов

и газовых технологий – ВНИИГАЗ” – филиал “Севернипигаз”


 

Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”


 

Москва 2005

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ИЗДАН

Научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ» – филиалом «Севернипигаз»


 

Управлением промысловой геологии и разработки месторождений Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 24 февраля 2005г. № 28 с 22 июня 2005 г.


 

Обществом с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ООО «ИРЦ Газпром»)


 

© ОАО «Газпром», 2005

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ» – филиал «Севернипигаз», 2005

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2005


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Обозначения и сокращения 2

  4. Технические и метрологические требования 4

    1. Средства измерений, испытательное и вспомогательное оборудование 4

    2. Материалы и реактивы 4

    3. Техника безопасности и квалификация персонала 4

    4. Комплекс аналитических исследований 5

    5. Характеристика погрешности измерения 5

  5. Требования и порядок составления рекомбинированных проб 5

    1. Подготовительные мероприятия 5

    2. Составление рекомбинированной пробы 7

  6. Прогнозирование изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа

    в процессе разработки месторождений 8

    1. Последовательность проведения опытов дифференциальной конденсации 8

    2. Требования к отбору проб углеводородных флюидов с разных ступеней

      снижения давления 9

    3. Расчет величины коэффициента сверхсжимаемости пластового газа

      для каждой ступени дифференциальной конденсации 9

    4. Алгоритм построения прогнозной зависимости коэффициента

      сверхсжимаемости пластового газа 12

    5. Описание процедуры периодического контроля значений коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки 13

Приложение А (обязательное) Пример составления рекомбинированной пробы

пластовой газоконденсатной системы 14

Приложение Б (обязательное) Пример построения прогнозной зависимости

изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки 18

Приложение В (обязательное) Пример определения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа с оценкой погрешности прогноза на текущие термобарические условия . .24 Приложение Г (обязательное) Расчет регрессионной зависимости коэффициента сверхсжимаемости 28

Библиография 31

III

Введение


 

Коэффициент сверхсжимаемости является важным параметром, который используют при подсчете запасов, решении технологических задач теории проектирования, разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. В соот- ветствии с требованиями ГКЗ и нормативных документов прогноз газоконденсатной характе- ристики (ГКХ) для залежей с высоким содержанием конденсата осуществляется только на ос- новании данных экспериментального моделирования фазового поведения пластовых газо- конденсатных систем на установках рVT. В то же время для определения коэффициента сверх- сжимаемости пластового газа и прогнозирования его изменения используются расчетные ме- тоды, основанные на математическом моделировании фазового поведения пластовых газов с использованием уравнений состояния.

Но для залежей с высоким содержанием конденсата в пластовом газе и высокими тер- мобарическими пластовыми условиями было установлено, что прогноз изменения коэффи- циента сверсжимаемости пластового газа с помощью расчетных методов осуществляется с не- допустимо высокой погрешностью. В связи с этим остро встала проблема разработки методи- ки прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа, основан- ной на данных экспериментальных исследований фазового поведения пластового газа на ус- тановках рVT, с целью определения всех необходимых параметров с одинаковой степенью точности и достоверности.

Методика разработана на основе обобщения теоретических, промысловых и экспери- ментальных pVT исследований, опыта определения газоконденсатной характеристики и прогнозирования изменения ее параметров для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции (Вуктыльского, Западно-Соплесского, Печоро-Кожвинского, Печорогородского, Югидского).

Практическая проверка разработанной методики показала, что она позволяет с доста- точной для практики точностью прогнозировать изменение коэффициента сжимаемости пластового газа.

Методика составлена Н.В. Долгушиным, А.Н. Волковым, А.А. Латышевым, В.В. Смирновым, С.Д. Ханукаевым, Т.В. Мироновой, А.В. Зюзевым.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

«ГАЗПРОМ»


 

image


 

МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


 

image


 

Дата введения 2005-06-22


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящая методика устанавливает порядок проведения расчетов и прогнозирова- ния изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа газоконденсатных и нефте- газоконденсатных месторождений ОАО «Газпром».

    2. Методика распространяется на газоконденсатные и нефтегазоконденсатные место- рождения ОАО «Газпром», разрабатываемые при режиме естественного истощения пластовой энергии.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящей методике использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

    ГОСТ 13379-82 Нефть. Метод определения содержания углеводородов С16

    ГОСТ 13830-97 Соль поваренная пищевая. Общие технические условия ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия

    ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные па- раметры и размеры

    ГОСТ 23781-78 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

    ГОСТ 19034-82 Трубки из поливинилхлоридного пластиката. Технические условия ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия

    ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относитель- ной плотности и плотности в градусах API ареометром

    ОСТ 39-087-79 Методы определения давления насыщения нефти газом


     

    image

    Издание официальное

  3. Обозначения и сокращения


     

    В настоящей методике применены следующие обозначения и сокращения:

    1. , МПа-1 – Коэффициент сжимаемости.

    2. Vск, см3 – Изменение объема сырого конденсата.

    3. р, МПа – Изменение давления.

    4. Vск.н, см3 – Начальный объем сырого конденсата.

    5. , оС-1 – Коэффициент термического расширения.

3.6. t, оС – Изменение температуры.

    1. Zгс – Коэффициент сверхсжимаемости газа сепарации.

    2. рт.ст, МПа – Давление на текущей ступени.

    3. Тт.ст, К – Температура на текущей ступени.

    4. Vгс, л – Объем камеры рVT, занимаемый газом сепарации на текущей ступени.

    5. Qгс, л – Приведенный к стандартным условиям объем газа сепарации.

    6. ратм, мм рт.ст – Атмосферное давление.

    7. Татм, К – Атмосферная температура.

    8. Qгс.в, л – Объем газа сепарации, выпущенного из камеры рVT.

    9. Qгс.з, л – Объем загруженного газа сепарации.

    10. рзаг, МПа – Давление загрузки.

    11. Тзаг, К – Температура загрузки.

      заг

    12. Vгс

      гс

       

    13. Zзаг

      , л– Объем камеры рVT, занимаемый газом сепарации при условии загрузки.

      – Коэффициент сверхсжимаемости газа сепарации при условии загрузки.

    14. qск, см33 – Содержание конденсата, замеренное при отборе проб.

    15. tзаг, оС – Температура загрузки.

    16. tотб, оС – Температура при отборе пробы.

    17. ротб, МПа – Давление при отборе пробы.

    18. Vсрк, л – Объем выпавшего в камере рVT сырого ретроградного конденсата.

      н

       

    19. Vпг, л – Объем камеры рVT, занимаемый пластовым газом.

    20. mд.дгк ,г – Масса добытого дегазированного конденсата.

    21. mр.дгк, г – Масса ретроградного дегазированного конденсата.

    22. асрк, л – Объем газа дегазации сырого ретроградного конденсата.

    23. Qпг, л – Объем пластового газа в камере рVT на текущей ступени.

    24. Qсрк, л – Объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе на текущей ступени.

    25. Qпг.з, л – Объем пластового газа, загруженного в камеру рVT.

    26. Qпг.в, л – Объем выпущенного из камеры рVT пластового газа на текущей ступени.

      гс

       

    27. пг – Мольная доля газа сепарации в пластовом газе.

    28. nгс, моль – Число молей газа сепарации.

    29. nпг, моль – Число молей пластового газа.

    30. Qгд.з, л – Объем газа дегазации, загруженного в камеру рVT в составе сырого кон- денсата.

    31. а, л – Объем газа дегазации, выделившегося из сырого конденсата.

    32. Vк, см3 – Объем контейнера.

    33. Vск.з, см3 – Объем сырого конденсата, загруженного в камеру.

    34. Qдг.к.з, л – Объем газовой фазы, получаемой после испарения дегазированного кон- денсата, загруженного в камеру рVT в составе сырого конденсата.

    35. в, г – Масса дегазированного конденсата, выделившегося из сырого конденсата.

    36. Мдг – Молекулярная масса дегазированного конденсата.

    37. Zн – Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для начальных условий.

    38. рн.пл, МПа – Начальное пластовое давление.

    39. Тн.пл, К – Начальная пластовая температура.

      пг

       

    40. V н , л – Объем камеры рVT, занимаемый пластовым газом при начальных условиях.

    41. Qн

      , л – Условно приведенный к стандартным условиям объем пластового газа.

      пг.з

    42. Qр.дгк, л – Объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе.

    43. mр.дгк, г – Масса ретроградного дегазированного конденсата.

    44. Мр.дгк – Молекулярная масса ретроградного дегазированного конденсата.

    45. Qсрк, л – Объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе при текущих условиях.

    46. Qд.дгк, л – Объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе.

    47. Мд.дгк – Молекулярная масса добытого дегазированного конденсата.

    48. Zт – Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для текущих условий.

    49. Vпг, л – Объем камеры рVT, занимаемый пластовым газом в газовой фазе.

    50. R2 – Коэффициент детерминации.

    51.  – Стандартное отклонение.

    52. Z – Экспериментальное значение коэффициента сверхсжимаемости.

    53. Z – Расчетное значение коэффициента сверхсжимаемости, полученное с по- мощью применяемой регрессионной модели.

    54. Zср – Среднее значение коэффициента сверхсжимаемости.

    55. М – Общее число использованных пар экспериментальных данных.

    56. ГКХ – Газоконденсатная характеристика.

    57. ДБК – Дебутанизированный конденсат.

  1. Технические и метрологические требования


     

    1. Средства измерений, испытательное и вспомогательное оборудование

      Для выполнения измерений должны быть подготовлены следующие средства измере- ний, испытательное и вспомогательное оборудование:

      • установка pVT с максимальным рабочим давлением 450 кгс/см2;

      • весы аналитические не ниже 2 класса точности;

      • счетчик газа не ниже 1 класса точности;

      • форвакуумный насос, обеспечивающий разряжение 2-3 мм.рт.ст;

      • барометр-анероид контрольный;

      • термостат циркуляционный жидкостной, обеспечивающий поддержание температу- ры с точностью не ниже 0,1 оС;

      • термометры ртутные стеклянные с ценой деления 0,1 оС;

      • манометры образцовые не ниже класса точности 0,4 на максимальное давление 200- 400 атм.

        Допускается применение других средств измерения, испытательного и вспомогатель- ного оборудования, не уступающих приведенным метрологическим характеристикам.

    2. Материалы и реактивы

      Для проведения исследований в ходе реализации настоящей методики применяются следующие реактивы и материалы:

      • 22-процентный раствор хлористого натрия (по ГОСТ 13830) в дистиллированной во- де (по ГОСТ 6709);

    3. Техника безопасности и квалификация персонала

      1. При выполнении работ на установке pVT, а также при работе с баллонами со сжа- тыми газами следует соблюдать требования Правил устройства и безопасной эксплуатации со- судов, работающих под давлением [1].

      2. Отбор проб газа и конденсата должен проводиться в соответствии с инструкциями по технике безопасности при работе со сжатыми газами, вредными химическими веществами и электроустановками до 400 В.

      3. Помещение лаборатории для выполнения измерений должно соответствовать тре- бованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004.

      4. К выполнению работ допускаются лица, имеющие высшее или среднее специаль- ное образование, сдавшие технический минимум по устройству и принципу работы средств измерений, используемых в методике, имеющие опыт работы и прошедшие инструктаж по технике безопасности и санитарии на рабочем месте.

    4. Комплекс аналитических исследований

      1. В процессе выполнения дифференциальной конденсации рекомбинированных проб производят отбор жидкой и газообразной фаз с целью определения компонентного сос- тава и физико-химических свойств, необходимых для последующего расчета искомого коэф- фициента сверхсжимаемости как для построения прогнозной зависимости его изменения, так и при проведении текущих исследований в порядке контроля за разработкой месторождения.

      2. Аналитические исследования отобранных проб должны быть выполнены с макси- мально возможной точностью, которая обеспечивается современным аналитическим обору- дованием.

      3. Комплекс аналитических исследований должен позволить проводить измерение компонентного состава газовой и жидкой фаз, а также плотности и молекулярной массы жид- кой фазы. Измерение компонентного состава газовой фазы предполагает измерение в ее сос-

        таве углеводородов С15, суммарного содержания углеводородов С6+, а также углекислого га- за и азота. Измерение компонентного состава жидкой фазы также предполагает определение в

        ее составе углеводородов С15 и суммарного содержания углеводородов С6+.

      4. Измерение компонентного состава газовой фазы выполняется согласно ГОСТ 23781 с предписанной метрологической точностью. Измерение компонентного состава жидкой углеводородной фазы выполняется согласно ГОСТ 13379 с предписанной метрологи- ческой точностью. Определение плотности жидкой углеводородной фазы осуществляется сог- ласно ГОСТ Р 51069 с предписанной метрологической точностью.

    5. Характеристика погрешности измерения

      Настоящая методика обеспечивает определение коэффициента сверхсжимаемости пластового газа при доверительной вероятности 95 % на начальные пластовые условия с мак- симальной относительной погрешностью не более 2 % и на текущие пластовые условия с мак- симальной относительной погрешностью не более 4 %.


       

  2. Требования и порядок составления рекомбинированных проб


     

    1. Подготовительные мероприятия

      1. Оценка герметичности контейнера с пробой сырого конденсата.

        С этой целью контейнер подсоединяют к измерительному прессу через манифольд с манометром. После создания в прессе давления, равного давлению сепарации, при котором отобрана проба сырого конденсата, открывают контейнер. Если температура сепарации была меньше или равна температуре хранения контейнера, то давление в контейнере должно быть больше или соответствовать давлению сепарации. Это свидетельствует о герметичности кон-

        тейнера. Если давление в контейнере окажется ниже давления сепарации, то контейнер следу- ет отбраковать, за исключением случая, когда температура сепарации выше температуры хра- нения контейнера. При этом следует учитывать степень влияния коэффициента температур- ного расширения на величину давления в контейнере.

      2. Определение фазового состояния пробы сырого конденсата.

        Чтобы убедиться, что конденсат в контейнере находится в однофазном состоянии, из- мерительным прессом резко повышают давление в контейнере на 2-3 МПа. Если после этого давление постепенно снижается на 0,5-1,0 МПа, то в контейнере присутствует газовая фаза [2]. Если температура сепарации была выше температуры хранения пробы, то газовую шапку сле- дует растворить в конденсате путем увеличения давления в контейнере и одновременным пе- ремешиванием пробы. Если температура сепарации была ниже температуры хранения контей- нера, то наличие газовой шапки говорит о некачественно отобранной пробе.

        При необходимости дополнительный контроль качества пробы сырого конденсата осуществляют путем определения давления насыщения объемным способом, согласно ОСТ 39-087. В ходе проведения этого опыта при температуре сепарации давление насыщения должно соответствовать давлению сепарации.

      3. Экспериментальное определение коэффициентов сжимаемости  и термического

        расширения  сырого конденсата.

        Экспериментальное определение коэффициентов  и  предполагает постановку и проведение специальных опытов. Для этого в зависимости от технической оснащенности для пробы сырого конденсата или ее части (при условии перевода в специальную камеру) опреде- ляют зависимости изменения объема от давления и температуры. При этом коэффициент сжимаемости  рассчитывают по формуле:

        image

         Vск

        pVск.н

         , (1)


         

        Коэффициент термического расширения  рассчитывают по формуле:

        Vск

        image

        

        t Vск.н 

        . (2)


         

      4. Экспериментальное определение коэффициента сверхсжимаемости газа сепарации. Коэффициент сверхсжимаемости газа сепарации определяют согласно методике, изло- женной в работе [3]. Формула расчета коэффициента сверхсжимаемости газа сепарации для

текущих условий имеет следующий вид:

Z  рт.ст  Vгс Тo

гс р Q Т

image

. (3)

o гс т.ст


 


 

муле:

Приведенный к стандартным условиям объем газа сепарации Qгс определяют по фор-

Q  р атм Qг с.в To

. (4)

гс р

  • Татм


     

    По результатам исследований строят зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа сепарации от давления.

      1. Составление рекомбинированной пробы

        1. Загрузка газа сепарации.

          Камеру pVT вакууммируют, а затем подают в нее газ сепарации из баллона. При необ- ходимости для поднятия давления в камере pVT используют поджимку или дожимной газовый компрессор. Объем загружаемого газа сепарации обуславливается конструктивными особен- ностями установки pVT, исходным содержанием конденсата в пластовом газе и планируемым комплексом выполняемых исследований.

          Объем загруженного газа сепарации Qгс.з рассчитывают по следующей формуле:


           

          р  Vзаг

          Q  заг гс

           Tо


           

          . (5)

          Z T

           

          p

           

          гс.з

          image

          заг

          o гс заг


           

          Коэффициент сверхсжимаемости газа сепарации при давлении загрузки (Тзаг = Тт.ст) определяют по экспериментально полученной зависимости.

        2. Загрузка сырого конденсата.

          Контейнер с пробой сырого конденсата устанавливают вертикально. Нижний вентиль контейнера соединяют через манифольд, оборудованный манометром, с измерительным прессом, заполненным вытесняющей жидкостью. Верхний вентиль контейнера соединяют с камерой pVT. Затем измерительным прессом создают давление в контейнере, равное давлению в камере pVT и поддерживая его, переводят необходимый объем пробы сырого конденсата из контейнера в камеру pVT.

          Расчет объема сырого конденсата, подлежащего загрузке, выполняют по формуле:


           


           

          Vск.з

          гс.з ск  заг отб   заг отб 

           

          Q  q  1 р  р   1 t  t 

          image

          1000


           

          . (6)


           

        3. Создание пластовых термобарических условий.

    После загрузки необходимых объемов газа сепарации и сырого конденсата в камере pVT создают пластовую температуру. Затем, перемешивая рекомбинированную пробу, повы-

    шают давление до пластового. При достижении стабилизации давления составление рекомби- нированной пробы считается завершенным.

    Наличие в камере pVT жидкой нерастворившейся фазы при пластовых условиях свиде- тельствует о поступлении на забой скважины пластового флюида в жидкой фазе.

    Пример составления рекомбинированной пробы приведен в приложении А.


     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3   ..