КГФ на сепараторе выше потенциального содержания С5+

Последнее сообщение
Neptun 67 12
Авг 20

Всем добрый день!

Возник вопрос к специалистам по отбору флюидов, PVT инженерам, ну и вообще к разработчикам.

Есть газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой. Отобрали пропу с газоконденсатной шапки (на сепараторе естественно) году так в 1988-м. Замерили КГФ стабильного конденсата на сепараторе, получился ну скажем 180 г/м3. Взяли пробы газа сепарации, конденсата, рекомбинировали состав пластового флюида, посчитали потенциальное содержание - получили 130 г/м3.  Я не понимаю, как может потенциальное содержание с5+ быть ниже КГФ на сепараторе. Можете объяснить?

Гоша 1192 13
3 нед. #1

Никак. Детективное расследование проводить - в какой-то момент накосячили или смухлевали. Все условия отбора проверять  (well conditioning), самому все пересчитывать по шагам. В конце с какой-то вероятностью будет выявлен косяк. По крайней мере, у меня по-другому не получалось.

Ну и может быть, ещё пробу отобрать. Истощен ли объект уже?

Kovikta 24 3
3 нед. #2

Технологически на сепараторе при испытании скважины стабилизация конденсата не происходит, только если простое выветривание при атмесферных условиях. Поэтому количество конденсата измеренное будет выше, т.е. он не полностью стабилизирован.

Вторая причина ошибки - сам расчет дебита конденсата при замере объемным методом, тоже может быть в какой то момент времени завышен. Для достоверности при испытаниях берут несколько замеров наблюдая повторяемость. Особенно это критично если скважина не вышла на установившийся режим.

Поэтому наиболее правильное поределение - через рекомбинацию путем лабораторного разделения компонентов.

volvlad 2205 13
3 нед. #3

Источников несоответствий тьма. И точность замеров и отбор пробы тем более в 1988 году (кто знает как пробу отбирали, там могли и пририсовать что-нибудь.... не до того было страна медленно катилась сами знаете куда).

Да и разница то у вас 130 против 180... не такая уж и большая.

Neptun 67 12
3 нед. #4

Гоша пишет:

Никак. Детективное расследование проводить - в какой-то момент накосячили или смухлевали. Все условия отбора проверять  (well conditioning), самому все пересчитывать по шагам. В конце с какой-то вероятностью будет выявлен косяк. По крайней мере, у меня по-другому не получалось.

Ну и может быть, ещё пробу отобрать. Истощен ли объект уже?

Да, истощен уже

Neptun 67 12
3 нед. #5

Kovikta пишет:

Технологически на сепараторе при испытании скважины стабилизация конденсата не происходит, только если простое выветривание при атмесферных условиях. Поэтому количество конденсата измеренное будет выше, т.е. он не полностью стабилизирован.

Вторая причина ошибки - сам расчет дебита конденсата при замере объемным методом, тоже может быть в какой то момент времени завышен. Для достоверности при испытаниях берут несколько замеров наблюдая повторяемость. Особенно это критично если скважина не вышла на установившийся режим.

Поэтому наиболее правильное поределение - через рекомбинацию путем лабораторного разделения компонентов.

Да, у меня первым делом было сомнение вышла ли скважина в момент забора на тестовом сепараторе на установившийся режим...

Neptun 67 12
3 нед. #6

volvlad пишет:

Источников несоответствий тьма. И точность замеров и отбор пробы тем более в 1988 году (кто знает как пробу отбирали, там могли и пририсовать что-нибудь.... не до того было страна медленно катилась сами знаете куда).

Да и разница то у вас 130 против 180... не такая уж и большая.

Ну знаете...все таки разница очень даже приличная...Тут еще один момент нехороший, при отборе пробы похоже "хлебнули" нефти с оторочки, потому как когда рекомбинировали конденсат и газ сепарации полученные при испытании в лаборатории и довели до Рпл, то не весь конденсат растворился в газе, то есть система была двухфазной при Рпл, и конденсата было прилично (50 г). И еще одна беда с которой часто сталкиваюсь в наших отчетах по исследованию флиюдов, это то что потери конденсата в тесте дифференциальной конденсации приведены не к объему бомбы (к объему газа в бомбе при Рsat), а к объему газа в стандартных условиях, так как в PVT симулаторах при задании теста CVD надо задавать потери именно к объему при Psat, то приходится пересчитывать через объемный коэффициент газа, а он не всегда известен при Psat (чаще только при Pпл, не всегда они совпадают) и коэф.сверхсжимаемости не приводят при Psat

PetroleumEng 272 4
2 нед. #7

Neptun пишет:

volvlad пишет:

Источников несоответствий тьма. И точность замеров и отбор пробы тем более в 1988 году (кто знает как пробу отбирали, там могли и пририсовать что-нибудь.... не до того было страна медленно катилась сами знаете куда).

Да и разница то у вас 130 против 180... не такая уж и большая.

Ну знаете...все таки разница очень даже приличная...Тут еще один момент нехороший, при отборе пробы похоже "хлебнули" нефти с оторочки, потому как когда рекомбинировали конденсат и газ сепарации полученные при испытании в лаборатории и довели до Рпл, то не весь конденсат растворился в газе, то есть система была двухфазной при Рпл, и конденсата было прилично (50 г). И еще одна беда с которой часто сталкиваюсь в наших отчетах по исследованию флиюдов, это то что потери конденсата в тесте дифференциальной конденсации приведены не к объему бомбы (к объему газа в бомбе при Рsat), а к объему газа в стандартных условиях, так как в PVT симулаторах при задании теста CVD надо задавать потери именно к объему при Psat, то приходится пересчитывать через объемный коэффициент газа, а он не всегда известен при Psat (чаще только при Pпл, не всегда они совпадают) и коэф.сверхсжимаемости не приводят при Psat

Какая толщина пласта? Если отбирали при открытом стволе и толщина пласта существенная то правильней было бы отбирать точечно. Тем самым выявить композиционный градиет. Это было бы точнее.

Go to top