Газоконденсатной скважины, затронувшей перфорацией нефтяную оторочку или линзу нефти

на графиках (см. рис. 43) нет характерных изломов при минимальных значениях КГФ и плотности.

На рис. 44 изображены результаты исследования нефтяного объекта, который до исследования был принят за газоконденсатный. Увеличение депрессии до 35% не привело к каким-либо изменениям плотности углеводородной жидкости, полученной в сепараторе при постоянных условиях сепарации. Это свидетельствует о поступлении из пласта жидкости одного и того же состава на всех режимах работы скважины. Кривая на рис. 44а свидетельствует об увеличении поступления нефти в скважину при возрастании депрессии. Фазовая проницаемость коллектора по газу уменьшается, в результате чего жидкостной фактор возрастает.

Получив одну из приведенных на рис. 41-44 зависимостей, можно судить о фазовом состоянии залежи.

После проведения лабораторных химических анализов определяется состав добываемого при данной депрессии газа, потенциал С₅₊ и других УВ компонентов. Определение потенциала С₅₊ и состава пластового газа осуществляется по методу, описанному в главе 4. Добиться аналогичного результата, определить состав пластового газа по данным исследования низкодебитной скважины можно с помощью приближенного аналитического метода, предложенного А.И. Ширковским / 12 /.

Порядок определений следующий.

Рис. 43. Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей низкопоровые породы(К_п=6-7%) с высокой остаточной

нефтенасыщенностью (К_н=25-75%): ° - скв.24; ´ - скв.63; D - скв.80 (ОГКМ)

1. Скважину исследуют на установившихся отборах. Определяют коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В в двучленной формуле притока газа к скважине:

(25)

2. На 2-3 малых дебитах (Q<МНД) при одинаковых Р и Т сепарации определяют КГФ.

3. Строят график зависимости КГФ=f(Q_г.с).

4. Определяют теоретический МНД, при котором вся жидкость выносится с забоя скважины в поверхностный сепаратор, путем совместного решения уравнений

Рис. 44. Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей залежь легкой нефти, скв.19 (II объект) КГКНМ

(26)

где Q_м ^- минимально необходимый дебит.

Практический МНД можно определить по графику зависимости h=f(Q_м), где h - высота столба жидкости в затрубье работающей скважины. Для этого используется барометрическая формула (27), приведенная в работе А.И. Ширковского "Комплексные промысловые исследования на газоконденсатном месторождении Камбей",

(27)

где Р₃ - давление у башмака НКТ, МПа; Р_зтр - затрубное давление на устье скважины, МПа; L - глубина спуска НКТ, м; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве, м; Z_ср - средние на длине L коэффициент сжимаемости и температура в затрубном пространстве; g - плотность сырого конденсата; е - основание натурального логарифма.

Давление у башмака НКТ замеряется глубинным манометром, давление на затрубье - образцовым манометром.

Подставив значения Р_з и Р_зтр в формулу (27), методом подбора определяем h, т.е. высоту столба жидкости в затрубье при различных режимах работы скважины. Затем, построив график зависимости h=f(Q) и экстраполируя кривую до h=0, определяют Q_м.

5. На графике КГФ= f(Q_г.с) экстраполяцией до Q_м определяют КГФ, соответствующий МНД.

При больших КГФ необходимо уменьшать Q_м на объем, который занимал в паровой фазе конденсат, отделившийся в сепараторе.

Q_к.г=V_к Г_э, (28)

где Г_э=243-0,59М/r; М и r - молекулярная масса и плотность стабильного конденсата, г/см³ ; V_к - дебит стабильного конденсата, м³/сут.

6. Рассчитывается теоретическая температура газового потока на забое скважины для дебита Q_м :

Т_з=Т_пл- (Р_пл-Р_з), (29)

где - среднее значение коэффициента Джоуля-Томпсона, ^оС/МПа.

Определяется практическая температура газа на забое по графику зависимости замеренной температуры от дебита газа Т_з=f(Q) для дебита Q_м .

7. Во время замеров КГФ при дебитах меньше МНД отбираются пробы газа сепарации и конденсата, замеряется плотность стабильного конденсата, давление и температура сепарации.

Далее осуществляются аналитические исследования отобранных проб по методике, аналогичной методике расчета состава пластового газа для высокодебитных скважин (глава 4).

Установленный состав газа на устье скважины принимаем за состав паровой фазы, находящейся в термодинамическом равновесии с жидкой фазой на забое скважины при забойных давлении и температуре для каждого режима работы скважины с дебитом меньшим МНД.

Расчет состава пластового газа осуществляется по следующей методике.

1. Задаемся давлением схождения пластового газа Р_сх . Давление схождения во многих случаях равно начальному пластовому давлению.

2. По полиномам Г.С. Степановой и Г.Р. Гуревича находим константы равновесия компонентов при Р_з, Т_з, Р_сх:

К_зi=f(Р_з, Т_з, Р_сх).

3. Рассчитываем состав жидкой фазы, находящейся в термодинамическом равновесии с паровой фазой на забое скважины:

Х_зi= Z_i/К_з.

4. Рассчитываем приведенную плотность сырого конденсата: при Р_з и Т_з: Р_кр.ж=Х_iР_кр.i; Т_кр.ж=Х_iТ_кр.i; Р_пр=Р_з/Р_кр.ж; Т_пр=Т_з/ Т_кр.ж; Р_пр/Т_пр^. (30)

Если Р_пр/Т_пр 5, то определяем приведенную плотность по формулам С.М. Лютомского (5Р30 МПа, 260Т360^оС):

_пр.ж=2,83-0,14 Р_пр / Т_пр; (31)

при Р_пр/Т_пр >5 _пр.ж=1,465+0,133Р_пр/Т_пр. (32)

5. Определяем молекулярную массу и критический объем жидкой фазы:

(33)

6. Рассчитываем плотность жидкой фазы:

(34)

7. Определяем число молей и молярные доли поровой и жидкой фаз:

(35)

8. Определяем состав пластового газа для дебита Q₁:

(36)

Аналогичным образом рассчитываем состав пластового газа для дебита Q₂.

Для уточнения полученного состава пластового газа проверяют балансовые соотношения при неизменном составе пластового газа:

(37)

В случае, если балансовые соотношения не выполняются, следует изменить давление схождения и повторить расчет.