3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата

Современный этап разработки газовых и газоконденсатных месторождений требует совершенствования методов оценки конечной газо- и конденсатоотдачи. Особую актуальность эти проблемы приобретают при долгосрочном планирова­нии добычи газа и конденсата, находящейся в определенной зависимости от разведанных запасов. А точный прогноз извлекаемых запасов обеспечит эффек­тивность разработки газоконденсатных месторождений.

Прогноз можно использовать как на этапе проектирования схемы разра­ботки новых объектов (выбор рациональной схемы разработки), так и на этапе эксплуатации. В частности, в начальный период падающей добычи можно про­гнозировать конечный коэффициент газоконденсатоотдачи. Решение данной задачи рассмотрим на примере месторождения Южный Мубарек для горизон­тов XII и XIII, которые находятся на поздней стадии разработки, и, следова­тельно, когда имеется достаточное количество информации для прогнозирова­ния конечных газо- и конденсатоотдачи. Здесь приводится несколько методов прогнозирования, поскольку они дают различные результаты в зависимости от количества и характера исходной информации.

Наиболее распространенный и простой путь выявления тенденции разви­тия — сглаживание (выравнивание) динамического ряда.

Был проведен прогноз газо- и конденсатоотдачи по промысловым данным для XII и XIII горизонтов, которые эксплуатируются с 1977 г. С данными по газо- и конденсатоотдаче для обоих горизонтов было проведено выравнивание уровней по прямой и по параболе второго порядка:

(3.24)

Результаты расчетов данных для XII горизонта приводятся на рисунок 3.6 и 3.7.

Рисунок 3.6 - Кривые изменения газоотдачи си во времени для месторождения Южный Мубарек (XII горизонт): 1 — практические данные; 2~3 - сглаженные значения коэффициента газоотдачи: 2 — по параболе; 3 — по прямой

Рисунок 3.7 Кривые изменения конденсатоотдачи во времени для месторождения Южный Муба­рек (XII горизонт). Усл. обозначения на рис. 3.6

Сравнения газо- и конденсатоотдачи промысловых и прогнозных данных по XII горизонту показали, что наибольшее расхождение сглаженных кривых по прямой и по параболе с исходными данными имело место в пятой и десятой точках, что обусловлено колебанием отборов газа и конденсата.

3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения

3.7.1 Применение различных методов классификации

для прогнозирования свойств газоконденсатных систем

Особенности многокомпонентных углеводородных систем, какими являют­ся газоконденсатные месторождения, требуют их термодинамического исследо­вания. На основе информации, полученной в результате этих исследований, определяются количество конденсата, выделяющегося из пластового газа, пла­стовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газоконденсатных систем. При большом числе вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождений желательно не прибегать к сложным и трудоемким экспериментам, а иметь дос­таточно точный расчетный метод, который позволил бы определить фазовые соотношения в широком диапазоне изменения компонентного состава системы, давления и температуры.

Существующие расчетные методы определения фазовых соотношений по уравнениям концентрации и константам фазового равновесия, получившие ши­рокое применение для термодинамических исследований и анализа различных процессов, сопряжены с процедурой определения констант равновесия группы углеводородов С₆₊. Методы непосредственного определения фазовых соотноше­ний отсутствуют.

В СНГ накоплен достаточно обширный материал по изотермам конденса­ции, полученным как экспериментальным, так и расчетным путем. Здесь пред­лагается использовать эти сведения для определения фазовых соотношений га­зоконденсатных систем в сепарационных установках.

Сделана попытка такого обобщения и дана эмпирическая зависимость мо­лярного содержания C₅₊ от давления, температуры и начального содержания С₅₊ в пластовой системе. Однако известно, что на выход конденсата из пласто­вого газа влияет весь углеводородный состав газа, а также характеристика конденсата. Таким образом, использование только молярного содержания С₅₊ в пластовом газе для оценки конденсатного фактора в ряде случаев приводит к значительным погрешностям, превышающим допустимые. Поэтому для обоб­щения данных по выходу конденсата из пластового газа использовался метод главных компонент, дающий возможность учесть все признаки, характеризую­щие газоконденсатную систему, поступающую в сепарационное устройство.

Расчет по методу главных компонент проведен для 61 месторождения Азербайджана, Тюменской области, Узбекистана и Туркмении, из которых 47 были взяты для «обучения», а 14 — для «экзамена» с использованием семи признаков, характеризующих рассматриваемые объекты. В результате расчета получены следующие собственные значения матрицы, а также доли каждой компоненты в общей дисперсии.

Собственное значение матрицы	0,0158	0,1436	0,412	4,2071	0,6423	1,5530	0,3969
Доля каждой компоненты в общей дисперсии, %	0,5900	0,2300	60,100	9,1800	22,200	5,6700	2,0500

Как видно из приводимых данных, на долю первой главной компоненты приходится 60 % общей дисперсии, на долю второй главной компоненты — 22 %. В дальнейшем использовались линейные комбинации двух главных компонент, на долю которых приходится 82 % общей дисперсии:

Z₁ = -0,1215 С₁ + 0,2023С₂ + 0,5033С₃ + 0,8248 С₄ + 0,195С_{5+высшие} -

-0,0076μ_к/р_к -0,0264 С₁/С_{5+высшие} +9,9836;

Z₂= -0,0069 С₁ - 0,1489С₂ + 0,2448С₃ + 0,2061С₄ + 0,3996 С_{5+высшие} -0,0253μ_к/р_к -0,0324 С₁/ С_{5+высшие} -2,503,

где С₁, С₂ и т.д. — истинные значения исходных признаков.

Все рассматриваемые месторождения по двум главным компонентам Z₁ и z₂ можно разбить на четыре класса. В дальнейшем обработка изотерм конденсации была проведена для каждого класса в отдельности.

Были определены границы указанных классов месторождений по двум главным компонентам методом дискриминантных функций.

Для каждого класса месторождений с помощью стандартной программы на ЭВМ были получены уравнения регрессии для следующих зависимостей:

Эти уравнения позволяют определять любой из указанных выходных па­раметров для систем с различным содержанием конденсата в широком интерва­ле давлений и температур.

Определение выхода конденсата при различных условиях сепарации. Для определения выхода насыщенного конденсата предлагаются следую­щие уравнения:

I класс:

G_к.и /G_г = 332,239 -15,012z₁² -0,0098р² -0,014 t² -0,7555tz -0,04869p z₁ + 0,00163pt +48,71 z₁ + 0,08733p -1,3847t;

II класс:

G_к.и /G_г = 188,3516 - 5,16728z₂² - 0,006037p² - 0,0066t² + 0,0038496 p z₁ + 0.04005t z₁ -0,00234рt + 10,343 z₁ + 0,5565p - 0,292t;

III класс:

G_к.и /G_г = 139,8064 - 6,921 z₁² - 0,00422p² - 0,008369t² - 0,0533 p z₁ - 0,23344.2 z₁ t + 0,003169pt -1,48366 z₁ + 0,2495p -1, 108A5t;

IV класс:

G_к.и /G_г = 73,8442-1,162 z₁² -0,00365p² -0,00478t² -0,0096962 p z₁ -0,194662 t z₁ + 0,001656pt + 2,164552 z₁ + 0,33519p - l,5533t.

Выходы стабильного конденсата G_к.cт /G_г можно определить по следующим уравнениям:

I класс:

G_к.cт /G_г = 446,5 + 64,37 z₁ - 2,1 1t + 1,1р - 41,448 z₁² - 0,1 p z₁ -1,0672 t z₁ -0,01137р²-0,01165 t²;

II класс:

G_к.cт /G_г = 244,7 + 17,7272z₁ - 0,843t +0,377р - 4,23 z₁² -0,004438р²-0,0171t²;

III класс:

G_к.cт /G_г = 159,915 -16,792 z₁ + 0,713t -1,729р -11,92 z₁² - 0,0073р² - 0,01t² - 0,468 tz₁- 0,0262 pz₁;

IV класс:

G_к.cт /G_г = 84,78 - 8,557 z₁ + 0,711р - 2,12t - 3,26 z₁² - 0,00713р² -0,0056 t² -0,452 tz₁ + 0,00218рt;

Уравнения для определения G_к.cт /G_г имеют следующий вид.

I класс:

G_к.cт /G_г = 332,239 + 0,873p -1,384t + 48,711 z₁ - 0,0486 pz₁- 0,755 tz₁ + 0,0016 рt -0,0091р²-0,014t²-15,012 z₁²;

II класс:

G_к.cт /G_г = 188,352 + 0,556р - 0,292t + 10,343 z₁ - 0,00234pt +

+ 0,04 t z₁- 0, 006р² - 0,0066t² - 5,167;

III класс:

G_к.cт /G_г = 139,8 + 0,249р -1,108t -1,483 z₁ + 0,0032pt - 0,0553р z₁-0,2332/ - 0,042р² - 0,0084t² - 6,92 z₁²;

IV класс:

G_к.cт /G_г = 71,811 + 0,359 р - 1,5535t + 1,583 z₁ -0,001656 pt -

- 0,1947 t z₁ - 0,003653р² - 0, 004783t² - 1,1621z₁².

На основании полученных уравнений составлены номограммы для определения выхода конденсата для месторождений всех четырех классов.

Определение плотности газа сепарации при различных условиях. Уравнение регрессии для определения плотности газа сепарации в зависи­мости от р, t, z имеют следующий вид.

I класс:

p_г = 0,775 - 0, 0006р + 0,0009t + 0,025 z₁ + 0,00000418р² - 0,0000764р z₁ + 0,00022 t z₁+0,0131;

II класс:

р_г = 0,778 - 0,000624р + 0,000757t + 0,0140 z₁ + 0,0000045р² +

+ 0,00000191рt -0,0000265р z₁+0,00000279 t² +0,000166 t z₁+ 0,0025 z₁²;

III класс:

р_г = 0,8209 - 0,00125р + 0,001335t + 0,02892 z₁+ 0,0000093р² -

- 0,0007р z₁+ 0.00000673t² + 0,00033 t z₁+ 0,00487 z₁²;

IV класс:

р_г = 0,8209 - 0,00486р + 0,001332t + 0,00000421 р² + 0,00000335t + + 0.003698 z₁²+ 0,034505 z₁+ 0,00000306рt + 0,000227 t z₁.