Пример построения прогнозной зависимости изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки

 

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

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3 

 

Приложение Б (обязательное)


 

Пример построения прогнозной зависимости изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки


 

Построение прогнозной зависимости изменений коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки рассмотрено на примере скв. 305 Северо-Васюганско- го месторождения.

Исходные данные для расчета состава пластового газа и его результаты приведены в таблицах Б.1-Б.4.

Результаты опытов дифференциальной конденсации приведены в таблице Б.5. Рассчитываем объем пластового газа, загруженного в камеру рVT, для первой ступени. 1 Рассчитываем объем пластового газа, загруженного в камеру рVT, по мольной доле га-

за сепарации в пластовом газе по формуле (9). Значение мольной доли газа сепарации в плас-

товом газе берем из таблицы Б.4.

300,9

image

Qпг.з  

0,929

323,9 л.


 

2 Объем пластового газа определяем по результатам разгазирования проб сырого кон- денсата, представленным в таблице Б.1. Объем сырого конденсата, загруженного в камеру рVT на первой ступени, составил 118,18 см3.

Объем газа дегазации, загруженного в камеру рVT в составе сырого конденсата, рассчи-

тываем по формуле (10):

image

Q  9,03 118,18  10,67 л.

гд.з 100

Объем газовой фазы, получаемой после испарения дегазированного конденсата, загру- женного в камеру рVT в составе сырого конденсата, рассчитываем по формуле (11):

Qдг.к.з

image

 24,04 47,3 118,18  12,33 л.

109 100

Объем пластового газа, загруженного в камеру рVT, рассчитываем по формуле (12):

Qпг.з  300,8 10,67  12,33  323,9 л.

Таблица Б.1 – Исходные данные для расчета состава пластового газа скв. 305 Cеверо- Васюганского месторождения (I режим)


 

Параметр

Значение параметра

Выход сырого конденсата, см33

391

Объем контейнера, см3

100

Объем газа дегазации, л

9,03

Содержание ДГК в объеме контейнера, г

47,3

Плотность ДГК, г/см3

0,723

Молекулярная масса ДГК

109


 

Таблица Б.2 – Состав и свойства газов сепарации, дегазации и ДГК


 


 

Компонент

Газ

Дегазированный конденсат

сепарации

дегазации

мол.%

мас.%

мол.%

мас.%

мол.%

мас.%

CH4C2H6C3H8

i-C4H10n-C4H10i-C5H12n-C5H12C6H14+в N2

CO2

Не2C5+в

Всего

84,25

5,02

3,59

0,88

0,94

0,30

0,19

0,16

4,02

0,64

0,01

0,65

100,00

69,08

7,71

8,09

2,61

2,79

1,11

0,70

0,70

5,76

1,44

0,00

2,51

100,00

36,36

12,16

23,24

8,57

9,96

3,25

2,06

3,26

0,58

0,56

0,00

8,57

100,00

15,53

9,74

27,29

13,26

15,41

6,24

3,96

7,48

0,43

0,66

0,00

17,68

100,00

0,00

0,00

1,42

3,71

8,51

7,96

7,85

70,55

0,00

0,00

0,00

86,36

100,00

0,00

0,00

0,58

1,96

4,51

5,28

5,23

82,44

0,00

0,00

0,00

92,95

100,00

Молекулярная масса

19,6

37,6

109,0

Плотность, кг/м3

0,814

1,562

722,9


 

Таблица Б.3 – Состав и свойства конденсата в газах сепарации, дегазации и ДГК


 


 

Компонент

Состав УВ С5+, мол.%

в газах

ДГК

сепарации

дегазации

i-C5H12

46,15

37,92

-

n-C5H12

29,23

24,04

-

C6H14

24,62

38,04

-

Молекулярная масса

75,6

77,5

117,3

Плотность, г/см3

0,632

0,637

0,738


 

СТО Газпром РД 2.2-161-2005

 

20

 

Таблица Б.4 – Расчет состава пластового газа и содержания конденсата по скв. 305 Cеверо-Васюганского месторождения


 

image

Таблица Б. 5 – Результаты опытов дифференциальной конденсации по скв. 305 Северо- Васюганского месторождения


 

image


 

1


 

2


 

3

Номер ступени

4


 

5


 

6


 

7

22,7

20,0

16,0

12,0

8,0

4,0

0,1

300,90

300,90

143,16

208,84

186,54

186,54

149,26

323,90

323,90

154,10

224,80

200,80

200,80

160,67

1427,86

1427,86

679,08

991,60

884,28

884,28

707,81

-

20,52

24,30

45,10

38,18

33,10

19,60

-

31,98

39,44

97,68

125,23

163,36

157,38

-

1,26

0,49

0,60

0,80

0,95

1,43

-

130

130

130

130

140

130

-

3,55

3,17

4,27

2,68

1,06

0

-

8,35

9,38

18,7

18,32

18,12

12,95

-

139

125

106

105

103

126

0,8154

0,8154

0,8151

0,8159

0,8146

0,8146

0,8148

-

1,44

1,80

4,24

4,19

4,23

2,47

-

4,99

4,97

8,51

6,87

5,29

2,47

-

0,23

0,09

0,11

0,15

0,16

0,26

-

32,21

39,53

97,79

125,38

163,53

157,64

-

286,70

109,60

118,50

68,55

31,98

0,56

-

1407,34

654,77

946,50

846,10

851,18

688,21

-

0,8000

0,7789

0,7810

0,8046

0,8674

0,9925

 

Параметр


 

р, МПа Qгс.з, л Qпг.з, л

3

Vпг, см

3

 

Vсрк, см Qгс, л

mд.дгк, г Мд.дгк асрк, л mр.дгк, г Мр.дгк Zн Qр.дгк, л Qсрк, л Qд.дгк, л Qпг.в, л Qпг.б, л

3

Vпг, см

Zт


 

Результаты расчета двумя методами объема пластового газа, загруженного в камеру рVT, соответствуют друг другу.

Для начальных условий коэффициент сверхсжимаемости определяем по формуле (13):

22,7 1427,86 103  293,15

image

Z   0,8154 .

н 323,9 82  273,150,1013


 

Расчет коэффициента сверхсжимаемости для начальных условий проводится для всех ступеней дифференциальной конденсации.

Расчет значения коэффициента сверхсжимаемости для текущих условий на примере пятой ступени проводим в следующей последовательности.

Рассчитываем объем ретроградного дегазированного конденсата в газовой фазе для те-

кущих условий по формуле (14):

Qр.дгк

 18,32 24,04  4,19 л.

105

Рассчитываем объем сырого ретроградного конденсата в газовой фазе для текущих ус-

ловий по формуле (15):

Qсрк  2,68  4,19  6,87 л.


 

Для расчета объема пластового газа, выпущенного из камеры рVT на текущей ступени, находим объем газа сепарации, выпущенного из камеры рVT и приведенного к стандартным условиям, а также объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе.

Объем газа сепарации, выпущенного из камеры рVT и приведенного к стандартным условиям, находим по формуле (4):

Qгс

 746 129,32 293,15  125,23 л.

760(24  273,15)


 

Объем добытого дегазированного конденсата в газовой фазе рассчитываем по фор-

муле (17):

Qд.дгк

 0,8 24,04  0,15 л.

130


 

Объем пластового газа, выпущенного из камеры рVT на текущей ступени, определяем

по формуле (16):

Qпг.в  125,23  0,15  125,38 л.


 

Объем пластового газа в камере pVT на текущей ступени определяем по формуле (18):


 

Qпг.б  200,8 125,38  6,87  68,55 л.


 

Объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом в газовой фазе, определяется по фор-

муле (20):

Vпг  884,28  38,18  846,1 см3.

Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для текущих условий находим по формуле (19):

8,0 846,1103 293,15

image

Z   0,8046 .

т 68,55 82  273,15 0,1013


 

Такие расчеты проводим для каждого опыта дифференциальной конденсации и на ос- новании этих данных получаем прогнозную зависимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа от давления в процессе разработки месторождения (рисунок Б.1).

Коэффициент сверхсжимаемости

 

1


 

0,95


 

0,9


 

0,85


 

0,8


 

0,75


 

image

0 5 10 15 20 25

Давление, МПа


 

Рисунок Б.1 – Прогнозная зависимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа Северо-Васюганского месторождения от давления

Приложение В (обязательное)


 

Пример определения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа с оценкой погрешности прогноза на текущие термобарические условия


 

Определение коэффициента сверхсжимаемости пластового газа на текущие термобари- ческие условия с оценкой погрешности прогноза рассмотрим на примере Западно-Соплесско- го ГКМ.

На стадии опытно-промышленной эксплуатации Западно-Соплесского месторожде- ния в 1984 г. по результатам экспериментальных исследований была построена прогнозная за- висимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа от давления, приведенная на ри- сунке В.1. В 1995 г. по скв.15 выполнены газоконденсатные исследования, на основании кото- рых рассчитаны состав пластового газа и содержание в нем конденсата. Исходные данные для расчета состава пластового газа и его результаты приведены в таблицах В.1-В.3.

В процессе исследований были отобраны пробы газа сепарации и сырого конденсата для экспериментальных исследований на установке pVT c целью определения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа на текущие термобарические условия. Пластовые давление и температура на период исследований составляли соответственно 9,30 МПа и 87,0 оС.

В камеру pVT загрузили 160 л газа сепарации и 21,76 см3 сырого конденсата. Рассчиты-

ваем объем пластового газа, загруженного в камеру рVT, по мольной доле газа сепарации в пластовом газе по формуле (9):

160

image

Qпг.з  

0,973

164,44 л .


 

Объем камеры pVT, занимаемый пластовым газом, при пластовых условиях составил 1791,2 см3. Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа для начальных условий опреде- ляем по формуле (13):

9,30 1791,2 103  293,15

image

Zн   0,814 .

164,44 360,15 0,1013


 

Полученное значение коэффициента сверхсжимаемости отличается от прогнозного на 1,45 %, что не превышает установленной погрешности.

1,1


 

Z


 

1,0


 

0,9


 

0,8


 

0,7


 

image

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

pпл, МПа

image

image

ï ðî ãíî ç ï î ñêâ. 74 (1984 ã.); - ðåçóëüòàòû èññëåäî âàí èé


 

Рисунок В.1 – Прогнозная зависимость коэффициента сверхсжимаемости пластового газа от давления

image

Таблица В.1 – Исходные данные для расчета ГКХ скв. 15 Западно-Соплесского ГКМ


 

Параметр Выход сырого конденсата, см33

Значение параметра 136

Объем контейнера, см3

100

Объем газа дегазации, л

9,20

Объем газа дебутанизации, л

2,49

Содержание ДБК в объеме контейнера, г

39,32

Плотность ДБК, г/см3

0,7206

Молекулярная масса ДБК

108


 

Таблица В.2 – Состав и свойства газов сепарации, дегазации, дебутанизации скв. 15 Западно-Соплесского ГКМ


 

image

Компонент

CH4

мол. % 84,37

 

мас. % 69,96

мол. % 38,05

 

мас. % 17,92

мол. % 0,00

 

мас. % 0,00

C2H6

8,52

 

13,24

20,87

 

18,42

0,00

 

0,00

C3H8

3,10

 

7,07

21,65

 

28,03

3,67

 

2,28

i-C4H10

0,49

 

1,47

5,10

 

8,70

8,14

 

6,66

n-C4H10

0,83

 

2,49

8,14

 

13,89

26,71

 

21,85

Конденсат

0,38

 

1,56

4,84

 

11,37

61,48

 

69,22

N2

1,27

 

1,84

0,17

 

0,14

0,00

 

0,00

CO2

1,04

 

2,37

1,18

 

1,52

0,00

 

0,00

Всего

100,00

 

100,00

100,00

 

100,00

100,00

 

100,00

Плотность, кг/м3

 

0,805

 

 

1,417

 

 

2,956

 

 

Газ сепарации Газ дегазации Газ дебутанизации


 

СТО Газпром РД 2.2-161-2005

 

27

 

Таблица В.3 – Расчет состава пластового газа и содержания в нем конденсата по скв. 15 Западно-Соплесского ГКМ


 

image

Приложение Г (обязательное)


 

Расчет регрессионной зависимости коэффициента сверхсжимаемости


 

Рассмотрим алгоритм получения прогнозной зависимости коэффициента сверхсжима- емости пластового газа от текущего пластового давления на примере Северо-Васюганского месторождения.

  1. Для получения прогнозной зависимости, с целью сравнения статистических характе- ристик различных регрессионных моделей, заполняем таблицу Г.1, в которую заносим исход- ные данные по значениям коэффициента сверхсжимаемости пластового газа и давления диф- ференциальной конденсации.

  2. На основе исходных данных с помощью графического редактора или электронной таб- лицы типа «Exсel» и «Grapher» выполняем расчет регрессионных коэффициентов для квадра- тичного многочлена. Значения коэффициентов заносим в соответствующие графы таблицы Г. 1. 3 Проводим расчет по полученной регрессионной модели значений коэффициентов сверхсжимаемости для указанных в таблице Г.1 значений давления, вычисляем отклонения расчетных значений коэффициента сверхсжимаемости от экспериментальных значений. Оп- ределяем по формулам (21) и (22) коэффициент детерминации и стандартное отклонение. За-

носим все полученные величины в соответствующие графы таблицы Г.1.

  1. В соответствии с пунктами 1-3 повторяем регрессионный анализ кубического поли- нома и все рассчитанные величины заносим во вторую строку таблицы Г.1.

  2. Сравниваем полученные статистические характеристики обеих моделей. Регрессион- ная модель на основе кубической параболы по своим статистическим характеристикам оказы- вается лучше квадратичной. В частности, кубическая парабола лучше описывает распределе- ние коэффициентов сверхсжимаемости от давления и, как следствие, модель характеризуется в целом меньшим значением стандартного отклонения. На основе этого анализа становится необходимым проведение регрессионного анализа с использованием полинома четвертой сте- пени.

  3. Повторяем регрессионный анализ в соответствии с пунктами 1-3 для полинома чет- вертой степени, и все полученные расчетные величины заносим в строку 3 (см. таблицу Г.1). Сравнение статистических характеристик регрессионных моделей полиномов третьей и чет- вертой степеней показывает, что величина стандартного отклонения уменьшается почти в два раза. Регрессионная модель в виде полинома четвертой степени лучше описывает зависимость

    коэффициента сверхсжимаемости, и необходимой становится проверка соответственно поли- нома пятой степени.

  4. Результаты апробации регрессионных моделей в виде полиномов пятой и шестой сте- пеней представлены в таблице Г.1. Согласно этим данным, наилучшими статистическими ха- рактеристиками (по коэффициенту корреляции и стандартному отклонению) обладает рег- рессионная модель многочлена шестой степени. Однако следует обратить внимание на расп- ределение отклонений экспериментальных и расчетных значений, которое оказывается не- равномерным и указывает на то, что модель занижает значения расчетных коэффициентов в области высоких давлений и завышает их в области низких. В связи с этим следует отдать пред- почтение регрессионной модели в виде полинома пятой степени, несмотря на то, что величи- на стандартного отклонения на порядок выше, чем в более высокой по степени модели, пос- кольку значения расчетных коэффициентов имеют равновероятные отклонения во всей об- ласти давлений.

  5. Таким образом, на основании статистического регрессионного анализа показано, что экспериментальная зависимость коэффициента сверхсжимаемости от давления может быть описана полиномом пятой степени. Полученная регрессионная модель имеет коэффициент детерминации, равный 1, и характеризуется стандартным отклонением 0,000447.


 

СТО Газпром РД 2.2-161-2005

 

30

 

Таблица Г. 1 – Сравнение различных регрессионных моделей для коэффициента сверхсжимаемости пластового газа Северо- Васюганского месторождения


 

image

Библиография


 

  1. ПБ С 3-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением / Госгортехнадзор России – М.: ПИО ОБТ, 2003. – 132 с.

  2. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г.А. Зотов, З.С. Алиев. – М.: Недра, 1980. – 301 с.

  3. Методические основы экспериментального исследования фазовых превращений га- зожидкостных систем сложного состава / В.И. Лапшин, В.В. Елфимов, Т.А. Сайфеев, А.Ф. Ильин // Газовая промышленность. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газокон- денсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 2000. – 37 с.


 

image


 

ОКС 75.020

Ключевые слова: газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, пластовый газ, конденсат, ретроградный конденсат, коэффициент сверхсжимаемости, методика, дифферен- циальная конденсация, прогноз


 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3