Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ практики проектирования разработки и обустройства нефтегазоконденсатных месторождений, планирования добычи и подготовки углеводородного сырья 13
1.1 Теоретические основы проектирования разработки нефтегазоконденсатных месторождений 13
1.2 Определение состава добываемого флюида и его использование при проектировании разработки месторождений 19
1.3 Традиционный подход к планированию добычи и подготовки углеводородного сырья при проектировании разработки нефтегазоконденсатных месторождений 32
1.4 Задача оптимизации системы разработки нефтегазоконденсатных месторождений 33
1.5 Нормативные акты, регулирующие процесс проектирования разработки нефтегазоконденсатных месторождений 37
1.6 Теоретические основы моделирования технологии подготовки углеводородного сырья 40
1.7 Требования к исходным данным, используемым при моделировании технологии подготовки углеводородного сырья 48
1.8 Основные программные продукты, используемые для моделирования технологии 49
1.9 Проблемы и целесообразность использования систем технологического моделирования для сложных комплексных схем промысловой подготовки 53
1.10 Традиционный подход к моделированию и прогнозу составов добываемого сырья в динамике разработки месторождения 55
1.11 Выводы 60
2 Разработка комплексной модели промысловой подготовки углеводородного сырья оао «газпром» в тюменской области 63
2.1 Постановка задачи 63
2.2 Основные положения метода балансового моделирования комплексных схем добычи и переработки углеводородного сырья 67
2.3 Термодинамический расчет коэффициентов отбора компонентов для процессов сепарации з
2.4 Статистический расчет коэффициентов отбора компонентов для процессов ректификации и многоступенчатых схем подготовки углеводородного сырья 74
2.5 Реализация комплексной модели промысловой подготовки углеводородного сырья 80
2.6 Метод прогноза компонентно-фракционных составов пластовых флюидов на основе зависимостей изменения концентраций компонентов добываемого флюида от пластового давления, полученных по результатам обработки PVT-экспериментов 84
2.6.1 Получение исходных составов пластовых флюидов для прогнозных расчетов 84
2.6.2Прогноз компонентно-фракционных составов пластовых флюидов 89
2.7 Модели составов пластовых флюидов, входящие в состав комплексной модели 92
2.8 Модели установок промысловой подготовки скважинной продукции 96
2.9 Модели установок централизованной подготовки конденсата к транспорту 104
2.10 Алгоритм решения задач мониторинга и прогноза с применением комплексной модели 106
2.11 Выводы 109
3 Примеры применения и результаты внедрения комплексной модели промысловой подготовки углеводородного сырья оао «газпром» в Тюменской области 110
3.1 Применение комплексной модели при решении задач анализа разработки месторождений 110
3.1.1 Расчетно-технологический мониторинг промысловой подготовки с определением актуального состава совокупного добываемого флюида на входе УКПГ ПО
3.1.2 Определение компонентно-фракционных составов добываемых флюидов по объектам разработки на основе расчетно технологического мониторинга 119
3.2 Применение комплексной модели при решении задач проектирования разработки месторождений 121
3.2.1 Прогноз компонентно-фракционных составов пластовых флюидов по объектам разработки с определением состава совокупного добываемого флюида на входе УКПГ 121
3.2.2 Прогноз выходов и компонентно-фракционных составов
продуктов установок промысловой подготовки с разбивкой на выделенные объекты разработки 134
3.3 Применение комплексной модели для расчетного определения объемов и составов продукции централизованных установок подготовки, входящих в состав комплекса подготовки углеводородного сырья ОАО «Газпром» в Тюменской области 142
3.4 Применение комплексной модели для синхронизации развития мощностей по подготовке конденсата с развитием объектов добычи углеводородного сырья 147
3.5 Выводы 154
Основные выводы и рекомендации 156
Список использованных источников
- Традиционный подход к планированию добычи и подготовки углеводородного сырья при проектировании разработки нефтегазоконденсатных месторождений
- Основные положения метода балансового моделирования комплексных схем добычи и переработки углеводородного сырья
- Определение компонентно-фракционных составов добываемых флюидов по объектам разработки на основе расчетно технологического мониторинга
- Применение комплексной модели для расчетного определения объемов и составов продукции централизованных установок подготовки, входящих в состав комплекса подготовки углеводородного сырья ОАО «Газпром» в Тюменской области
Традиционный подход к планированию добычи и подготовки углеводородного сырья при проектировании разработки нефтегазоконденсатных месторождений
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) -совокупность работ, направленных на извлечение из залежи на поверхность газа и газового конденсата (нефти), сбор, учет и промысловую подготовку их для транспорта потребителям. К основным показателям разработки и обустройства месторождений относят большое число разнообразных параметров: количество добывающих и нагнетательных скважин, дебиты скважин, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры, число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа (УКПГ), периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, мощность дожимных и головных компрессорных станций и другие. Рассмотрим существующую практику проектирования разработки газоконденсатных месторождений.
К работам по разработке и обустройству нефтегазоконденсатных месторождений относят весь комплекс мероприятий, направленных на добычу газоконденсатного флюида из пласта и разделение его на товарный газ и конденсат. При проектировании разработки определяются основные параметры, обеспечивающие проведение этих работ. Теоретические основы разработки месторождений опираются на такие научные дисциплины, как промысловая геология и геофизика, подземная гидродинамика, физика нефтяного и газового пласта и другие. Теоретическим вопросам гидродинамики посвящены работы [1], [2], [3], [4], [5], [6], [7]. Физике пласта посвящены книги [8], [9], [10]. Основные уравнения теории разработки газовых и газоконденсатных месторождений приведены в работе [11]. Вопросы размещения скважин, методы определения запасов газа и исследования газоконденсатных месторождений приводятся в работе [12]. Принципы моделирования пластовых процессов, методы повышения углеводородоотдачи продуктивного пласта и продуктивности скважин освящены в работе [13]. Здесь же обобщен опыт разработки газоконденсатных месторождений Тюменской области.
Газосодержащие месторождения делят на два типа: «чисто» газовые, газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсатные (НГКМ). Для первых («чисто» газовых) характерно отсутствие промышленных запасов газового конденсата и, как следствие, практическое отсутствие конденсации жидких углеводородов в пластовых условиях и незначительные изменения состава добываемого газа с начала и до конца разработки. Особенностью же вторых и третьих (ГКМ и НГКМ) является наличие в пластовых флюидах значительных объемов «растворенных в газе» жидких углеводородов, их конденсация в пласте в процессе разработки месторождения, вследствие чего происходят значительные изменения состава добываемого из пласта сырья, особенно в режиме истощения [14]. Теоретические основы проектирования разработки газовых и нефтегазоконденсатных месторождений схожи. Это позволяет использовать при проектировании разработки НГКМ большинство принципов, используемых при проектировании разработки ГМ, но необходимо учитывать и особенности НГКМ. Особенностью нефтегазоконденсатных месторождений являются характерные для них явления ретроградной конденсации - в результате их действия продукция НГКМ и ГКМ постоянно изменяет свой состав (при понижении пластового давления ниже давления начала конденсации, в пласте начинает выпадать конденсат, при этом состав добываемого газа «облегчается»), а коэффициент извлечения конденсата снижается (особенно при разработке на истощение). В процессе разработки НГКМ происходит последовательная смена нескольких этапов: освоения и пробной эксплуатации; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий период [15]. Существует два способа разработки НГКМ - на истощение и с поддержанием пластового давления.
Вплоть до конца 90-х лет XX века основой планирования по газоконденсатным месторождениям являлся план по добыче газа, добыча конденсата являлась производной. В основе этого подхода лежала доминация в газовых ресурсах легких углеводородов. Нефтяная промышленность покрывала потребность в жидких углеводородах. Разработка газоконденсатных месторождений на этом этапе велась на истощение, это обеспечивало длительный период постоянной добычи газа, но приводило к отсутствию периода постоянной добычи конденсата. Кроме того, состав добываемого конденсата претерпевал существенные изменения в результате выпадения в пласте тяжелых углеводородов. Значительное количество конденсата оставалось в пласте, перейдя в жидкую фазу в результате ретроградной конденсации. Обеспечить постоянную добычу конденсата в течение определенного периода можно только в случае разработки месторождений с поддержанием пластового давления. При этом удается достичь значительно большего коэффициента конденсатоотдачи, чем при разработке на истощение [16]. В настоящее время нефтегазоконденсатные месторождения, в основном, разрабатываются без поддержания пластового давления, в режиме истощения.
Моделирование при проектировании разработки месторождений использует уравнения подземной гидродинамики, математики, физики, уравнения теории вероятностей и математической статистики. Основам разработки и обустройства газовых и нефтегазоконденсатных месторождений посвящены труды многих отечественных и зарубежных ученых: Г.Б. Пыхачева, Р.Г. Исаева, В.Н. Щелкачева, Б.Б. Лапука, Л.С. Лейбензона, М. Muscat, Ш.К. Гимаутдинова, А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецова, К.С. Басниева, А.И. Ширковского, Г.Р. Гуревича, P.M. Тер-Саркисова, Ю.П. Коротаева, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, К. Aziz и других. Проекты разработки нефтегазоконденсатных месторождений составляются обычно научно-исследовательскими и проектными организациями на основе данных разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения, утвержденных в ГКЗ РФ запасов газа и конденсата.
В работе K.Aziz [18] выделены следующие модели пласта: 1) математическая модель - составляется на основе системы нелинейных дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями, 2) численная модель - получается путем аппроксимации уравнений, входящих в математическую модель - используется для решения на ЭВМ, 3) машинная модель - программа или система программ для ЭВМ, составленная с целью решения уравнений, входящих в численную модель 4) другие модели - к ним автор относит аналоговые (это электрические модели, в которых электрический потенциал и сила тока являются аналоговыми переменными, эксперименты с такими моделями проводились в 50-60-х годах XX века, в настоящее время такой тип моделей не применяется) и физические (модели пласта, созданные в лабораторных условиях).
Основные положения метода балансового моделирования комплексных схем добычи и переработки углеводородного сырья
Вышеперечисленные СТМ обладают огромными возможностями для подробного расчета расходов, составов и физико-химических характеристик всех потоков и параметров оборудования, используемого в установках подготовки УВС. СТМ успешно применяются при выполнении подробных исследований различных технологических схем, проектировании новых и реконструкции действующих технологических объектов, анализе эффективности эксплуатации технологического оборудования. Однако кроме перечисленных направлений, требующих детального моделирования и расчета относительно компактных технологических объектов, существуют укрупненные задачи, такие как производственное планирование и разработка программ перспективного развития и реконструкции региональных систем добычи и промысловой подготовки углеводородного сырья.
Для эффективного решения этих задач необходимо моделирование больших комплексных схем промысловой подготовки добываемого сырья, состоящих, например, из связанных в единую технологическую систему установок нескольких месторождений и централизованных установок завершающей подготовки (деэтанизации и стабилизации) поступающих с месторождений конденсатов. Основным назначением таких комплексных моделей являются многовариантные прогнозные расчеты балансов промысловой подготовки, расходов, составов и физико-химических свойств (ФХС) всех потоков схемы по календарным периодам эксплуатации (месяцам, годам) на перспективу от нескольких лет до нескольких десятков лет. Эффективность применения СТМ при решении таких задач существенно снижается по следующим причинам.
Прежде всего, при решении подобных укрупненных задач нет необходимости в использовании большей части тех огромных функциональных возможностей, которыми располагают системы моделирования, поскольку для долгосрочного прогнозирования не требуются детальные расчеты всего технологического оборудования, а необходимо лишь просчитать расходы, составы и ФХС потоков, для чего можно использовать обобщенные закономерности, полученные ранее при детальном моделировании отдельных объектов, входящих в комплексную схему. Соответственно, «КПД» использования СТМ при решении таких задач весьма низок.
Далее, при работе с громоздкими моделями возникают сложности с настройкой (которую нередко требуется проводить для каждого варианта исходных данных) и проведением расчетов, значительно учащаются сбои в их выполнении. Например, итерационные методы расчета ректификационных колонн, заложенные в СТМ, при флуктуациях входных данных работают неустойчиво, могут не находить решения, в результате чего нередко требуется коррекция параметров аппарата для достижения требуемых результатов. В результате, гораздо чаще необходимо вмешательство в ход выполнения расчетов высококвалифицированных специалистов, что увеличивает время и трудоемкость вычислений.
Отрицательным фактором при использовании СТМ для решения укрупненных задач является также и высокая стоимость программного обеспечения (ПО), в связи с чем возникают ограничения по количеству рабочих мест (стоимость лицензии на использование ПО пропорционально количеству предоставляемых рабочих место, каждое из которых защищается с помощью электронного ключа от несанкционированного размножения).Соответственно, в любой организации доступ к использованию СТМ имеет весьма ограниченный круг специалистов, что приводит значительному увеличению времени на многовариантную расчетную проработку укрупненных задач.
В соответствии с изложенным, возникает целесообразность разработки специальных средств укрупненного моделирования больших комплексных схем промысловой подготовки добываемого УВС. Поскольку, как уже упоминалось выше, такие модели предназначены для выполнения преимущественно балансовых расчетов (определения расходов, составов и ФХС потоков), назовем их балансовыми моделями, для отличия от моделей технологических. Для создания и практического применения балансовых моделей региональных схем промысловой подготовки добываемого сырья газоконденсатных месторождений была разработана специальная методология, основные положения которой и примеры использования приводятся в последующих разделах.
Как уже упоминалось в предыдущих разделах, необходимыми исходными данными для выполнения расчетов промысловой подготовки как отдельных объектов, расположенных на месторождениях, так и комплексных схем, являются составы добываемого сырья нефтегазоконденсатных месторождений. При этом, для долгосрочных расчетов требуется выполнить прогноз изменения составов добываемого УВС в динамике разработки месторождений. Эта задача осложняется особенностью газоконденсатных месторождений, которая заключается в изменениях составов пластового и добываемого флюидов по мере снижения пластового давления.
Получение информации о составах добываемого УВС входит в задачу специальных методик и моделей. В виду их важности для решения поставленных в настоящей работе задач, ниже рассмотрены основные положения обычно используемых методов.
В качестве исходных данных для определения состава добываемого сырья ГКМ на входе УКПГ обычно используют данные газоконденсатных исследований (ГКИ) или результаты обследований УКПГ. ГКИ проводятся в рамках работ по проектированию разработки месторождений или авторскому сопровождению разработки. Такие исследования проводятся нерегулярно (часто - один раз в год). При этом отобранные на промысле пробы анализируют в лаборатории с применением PVT-установки, которая позволяет имитировать термобарические параметры в пласте. В результате PVT-исследований получают зависимость содержания углеводородов С5+ высшие в пластовом газе от пластового давления (рисунок 1.4). На основе экспериментальных данных о содержании С5+ в газе и соответствующих им пластовых давлениях аналитическим путем подбирается коэффициенты математической функции (полинома), описывающей зависимость изменения содержания углеводородов С5+ высшие в пластовом газе от пластового давления. С получением новых результатов ГКИ функция корректируется (уточняются коэффициенты). Полученный график используется для прогноза содержания С5+ в пластовом газе. Описанный подход к прогнозу изменения содержания компонентов С5+ в добываемом сырье газоконденсатных месторождений предполагает ряд допущений: газоконденсатная характеристика (ГКХ) строится на основании результатов экспериментальных исследований, которые проводятся редко, исследуются при этом не все скважины, а только некоторые - реперные, таким образом распространение результатов ГКИ на совокупный добываемый флюид носит условный характер.
Определение компонентно-фракционных составов добываемых флюидов по объектам разработки на основе расчетно технологического мониторинга
Модели установок централизованной подготовки конденсата к транспорту (ЦПК) организованы, в целом, аналогично моделям установок подготовки на промысле, описанным в разделе 2.8. То есть, принцип расчета с применением ФОК, сохраняется и в моделях централизованных установок. Отличием является то, что в моделях централизованных установок выполняется расчет деэтанизации и стабилизации конденсата (с применением ректификации), а также вводом данных. Дело в том, что сырьем централизованных установок подготовки является смесь нестабильных либо деэтанизированных конденсатов, поступающих с разных промыслов и перед выполнением непосредственно расчета централизованных установок требуется рассчитать состав и объем сырья на входе. Эти функции выполняет диспетчер распределения сырьевых потоков. В этот модуль (книгу Excel) собираются расчетные данные об объемах потоков жидких углеводородов (НК с УКПГ и товарной нефти с ЦПС), поступающих на централизованные установки подготовки конденсата. Затем, на основе заранее рассчитанных в моделях установок промысловой подготовки КФС жидких УВ, а также данных об их объемах, в модели ЦПК рассчитывается состав сырья на входе -покомпонентным сложением масс потоков сырья, поступающего с разных объектов. Кроме того, требуется рассчитать свойства смешанных фракций, поскольку на ЦПК приходит сырье разных объектов с разными свойствами компонентов и фракций. Расчет свойств смешанных фракций в модели выполняется аналогично расчету свойств потоков, когда для опредеелния свойства потока, используются свойства индивидуальных компонентов и фракций, но вместо свойств разных компонентов одного потока, в этом случае используются свойства одного и того же компонента в разных потоках.
Принципиальная схема установки ЦПК с разделением на УР представлена на рисунке 2.17. Расчет объемов и составов продукции установки ЦПК рассчитывается на основе математического преобразования типовых ФОК (процессов деэтанизации и стабилизации) для достижения заданного условия.
При анализе разработки ГКМ (мониторинге разработки) требуется определение фактических показателей разработки, соответствия уровней отборов газа и конденсата проектным значениям, в случае отклонения от проектных значений - установление их причин и выработка решений для таких случаев, а также актуализация исходных данных для последующих прогнозных расчетов в проектах разработки. При этом объем исходных данных обычно ограничивается результатами текущих газоконденсатных и промысловых исследований. Применение КМ для этой задачи позволяет значительно расширить объем информации. Алгоритм работы с КМ в этом случае следующий:
1) на основе имеющихся данных о КФС и объеме добываемого флюида, поступающего на промысел, создается и адаптируется модель установки промысловой подготовки в СТМ,
2) с использованием актуального КФС НК, вырабатываемого на промысле (полученного в результате лабораторного исследования), а также настроенной модели в СТМ, уточняется состав совокупного добываемого флюида, поступающего на промысел (по методике, приведенной в разделе 2.6.1),
3) полученный состав добываемого флюида сравнивается с фактическими составами за предыдущие периоды времени (в том числе по потенциальному содержанию углеводородов С5+), а также с актуальным проектом разработки.
Результаты расчетов по описанному алгоритму оказываются увязаны с технологическими параметрами работы установки подготовки и могут быть использованы для анализа разработки месторождения. При этом в качестве причин расхождения фактических и проектных данных могут учитываться и параметры работы УКПГ.
Алгоритм работы с комплексной моделью в случае решения прогнозных задач для проектов разработки месторождений представлен на рисунке 2.18. объемы и показатели качества сырьевых потоков установок ЦПК проверяются на соответствие требованиям (производительность установок ЦПК, требования к составам сырья), в случае наличия отклонений, происходит возврат к пункту 3, при этом определяются объемы, избыточные для установок ЦПК. При удовлетворении требований, производится расчет установок ЦПК с определением составов и объемов продукции,
Расчетно-технологический мониторинг промысловой подготовки с определением актуального состава совокупного добываемого флюида на входе УКПГ
Балансовое моделирование процессов промысловой подготовки УВС на базе определения и преобразований функций отбора компонентов широко используется в ООО «ТюменНИИгипрогаз» при проектировании и анализе разработки газоконденсатных (ГКМ) и нефтегазоконденсатных (НГКМ) месторождений, а также при комплексных прогнозных расчетах вариантов реконструкции и перспективного развития региональной системы ОАО «Газпром» в Тюменской области. Ее особенностью является наличие централизованных объектов подготовки (деэтанизации и стабилизации) конденсата, территориально отделенных от промысловых установок месторождений.
Комплексная модель и входящие в ее состав локальные модели могут использоваться для решения разнообразных задач, которые можно разделить на два типа: расчетно-технологического мониторинга (РТМ) и прогноза. РТМ фактически является базовой задачей моделирования промысловой подготовки, и выполняется с целью максимально достоверного воспроизведения на модели фактических показателей процесса (по результатам измерений параметров и аналитического контроля потоков) для значительного расширения объема информации о потоках, а также для адаптации (настройки) модели и определения степени ее соответствия результатам измерений. При использовании расчетно-технологического мониторинга задача определения состава добываемого флюида на входе УКПГ решается с использованием данных о текущем составе нестабильного конденсата на выходе с промысла, а также выходах товарных продуктов и режимах работы основного оборудования промысла на момент отбора проб НК.
Проиллюстрируем этот подход на примере определения КФС добываемого флюида, поступающего на одну из УКПГ Уренгойского НГКМ. В качестве исходных данных принят состав пробы нестабильного конденсата с УКПГ, проанализированного ООО «ТюменНИИгипрогаз» в рамках ежегодной работы по мониторингу и прогнозу сырьевой базы 000 «Газпром переработка» [83], а также режимные параметры работы УКПГ, усредненные по технологическим линиям за январь-июнь 2014 г.
Для расчета состава совокупного добываемого флюида, приходящего на УКПГ была создана и адаптирована модель в системе технологического моделирования HYSYS (рисунок 3.1).
В качестве первоначального приближения для расчета схемы использовался КФС добываемого флюида из выполненной ранее работы по авторскому надзору за реализацией проектных решений по разработке неокомских отложений Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений [84]. Исходные параметры работы технологического оборудования в сравнении с результатами расчета представлены в таблице 3.1.
Из таблицы 3.1 видно хорошее совпадение большинства расчетных параметров с экспериментальными за исключением трех - давления в разделителе первой ступени, температуры в низкотемпературном разделителе и давления в буферной емкости (выделены в таблице жирным курсивом). Первые два параметра из перечисленных вызывают сомнения в достоверности режимных параметров - по схеме давление в разделителе первой ступени не может быть ниже или равно давлению в разделителе второй ступени, а температура на разделителе второй ступени не должна быть на порядок выше температуры в низкотемпературном сепараторе, так как по схеме (рисунок 3.1) газ из разделителя первой ступени (Р-201) идет напрямую в низкотемпературный сепаратор (С-204), разделитель (Р-202) стоит после низкотемпературного сепаратора (С-204), а давление между ними не повышается и подогрев потока отсутствует.
Применение комплексной модели для расчетного определения объемов и составов продукции централизованных установок подготовки, входящих в состав комплекса подготовки углеводородного сырья ОАО «Газпром» в Тюменской области
Ввиду того, что завершающие процессы промысловой подготовки добываемого углеводородного сырья осуществляются централизованно, на установки деэтанизации и стабилизации поступают смеси конденсатов с ряда месторождений. Поэтому при анализе и планировании разработки отдельных месторождений на базе мониторинга и моделирования собственных промыслов нет возможности составить полный баланс промысловой подготовки добываемого сырья, включая выходы, составы и качество продуктов деэтанизации и стабилизации конденсатов.
Однако такая задача решается с помощью разработанной комплексной модели. Вначале, исходя из объемов и составов поступающего на централизованную установку сырья, с помощью КМ рассчитывается подробный материально-компонентый баланс (МКБ), выходы, КФС и свойства продуктов подготовки. После этого для определения степени участия различных месторождений (поставщиков) в формировании объемов продукции проводятся соответствующие вычисления на базе использования подхода, описанного в разделе 3.2.2. В результате расчета осуществляется выделение из общего баланса деэтанизации и стабилизации смеси конденсатов балансов деэтанизации и стабилизации конденсатов каждого конкретного месторождения - доли конденсата индивидуального промысла в сырье и продуктах централизованных установок.
Пример, показывающий различие объема информации о выходах продуктов промысловой подготовки, полученный в результате традиционного подхода с дополнительным расчетом централизованных установок подготовки конденсата с помощью КМ представлен на рисунке 3.8 (а - традиционный подход к расчетам балансов в пределах промысла, б - дополнительные расчеты централизованных установок с применением комплексной модели). Очевидно, что применение КМ позволяет значительно расширить представление об использовании добытого на месторождениях сырья и использовать эту информацию с целью более детального анализа разработки, а также при планировании в качестве обосновании выходов продуктов централизованных установок подготовки конденсата.
При выполнении и корректировке проектов разработки ГКМ, а также нередко и при планировании, требуется определение выходов продукции промысловой подготовки на прогнозируемый период не только в пределах месторождения, но и с учетом деэтанизации и стабилизации выделенного из добываемого сырья нестабильного конденсата. Для этого обычно используется упрощенный подход - по результатам гидродинамического моделирования получают объемы добычи пластового флюида, а затем пользуются коэффициентами (полученными либо по актуальным данным работы промысла либо по промысловым исследованиям) для расчета входов НК, ДК и СК. В этом случае коэффициенты выходов привязаны к неизменному составу сырья и какому-то одному режиму работы промысловой и централизованных установок подготовки и, как правило, остаются постоянными для всего периода разработки. Фактически же составы поступающего сырья и технология его подготовки, меняются в течение разработки месторождения (по мере снижения пластового давления снижается давление в низкотемпературном сепараторе, затем требуется ввод ДКС - при этом давление в низкотемпературном сепараторе повышается до давления максимальной конденсации). Это не учитывается при расчетах с применением коэффициентов выходов - при таком подходе выходы продуктов централизованной установки подготовки конденсата фактически соответствуют лишь одному из поступающих за прогнозируемый период составов сырья, и необоснованно распространяются на все остальные составы. Более того, без расчетов централизованных установок с помощью КМ по вышеизложенной (в начале данного раздела) процедуре, невозможно получить коэффициенты выходов ДК и СК, соответствующие реально действующей технологии (т.е. с учетом состава конденсата данного месторождения, долей его компонентов в общем составе сырьевой смеси и общего материально-компонентного баланса процессов деэтанизации и стабилизации конденсата). Поэтому используемые при таком подходе коэффициенты выходов ДК и СК являются условными, поскольку определяются или по фактическим балансам деэтанизации и стабилизации (соответствующим составу общей сырьевой смеси со всех месторождений, а не составу конденсата данного месторождения), или в результате расчета идеализированного процесса деэтанизации и стабилизации выделенного на месторождении конденсата без учета реально действующей в регионе технологии.
Выполнение прогнозных расчетов балансов промысловой подготовки на месторождении и централизованных установках с помощью Комплексной модели по изложенному в разделе 3.2.2. методу выделения балансов каждого конкретного месторождения позволяет значительно уточнить получаемые результаты и привести их в соответствие с реальными объемами и составами добываемого на месторождениях сырья и действующей в регионе технологией централизованной деэтанизации и стабилизации конденсата. В качестве примера использования КМ для прогнозных расчетов показателей при проектировании и планировании разработки месторождений по данному способу выполнены балансовые расчеты централизованных установок деэтанизации и стабилизации конденсата с трех месторождений.
Сравнение расчетных выходов продуктов промысловой подготовки, полученных при расчете комплексной модели с применением описанного выше метода с расчетами по фиксированным «коэффициентам выхода» представлено на рисунке 3.9. На рисунке представлены расчеты для трех газоконденсатных промыслов. Сырьем первых двух ГКП (УКПГ-1В Ямбургского ГКМ и УКПГ-2В Заполярного ГКНМ) является продукция газоконденсатных скважин валанжинских залежей, на третий (УКПГ-31 Уренгойского ГКНМ) подается сырье газоконденсатных скважин ачимовских отложений. Потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие в сырье ГКП 1, ГКП 2, ГКП 3 растет от первого к третьему. Из рисунка видно, что наибольшие отклонения по выходам продукции наблюдаются для ГКП 3-е наиболее «тяжелым» составом сырья.
Кроме индивидуальных балансов каждого промысла в общих балансах централизованных установок могут быть рассчитаны также и балансы для каждого объекта разработки месторождений - на основе прогнозных данных о потенциальном содержании углеводородов С5+ в добываемом из каждого объекта флюиде, объемов добычи газа по объектам и моделей УКПГ (метод расчета описан в разделе 3.2.2).
