Газоконденсатные исследования скважин

измерения давления и определение состава

В настоящее время существует несколько типов нефтяных и газовых скважин, среди которых выделяют: опорные варианты (при их бурении изучается геологическое строение и гидрогеологические условия залегания толщи породы, а также комплексы отложений, благоприятные для накопления полезных ископаемых), параметрические (позволяют проводить детальные исследования разреза), структурные (необходимы для более тщательного изучения результатов 2-х предыдущих видов бурения и подготовки проекта на данное месторождение).

Схема добычи природного газа.

Кроме того, существуют поисковые газовые скважины, которые выполняют для открытия новых залежей газа и нефти, разведочные (требуются для определения контуров уже найденного месторождения и составления проекта на его разработку). Также выделяют эксплуатационные скважины (оценочные, нагнетательные, наблюдательные, специальные), с помощью которых добываются полезные ископаемые на разведанном и готовом к работе месторождении. Исследование газоконденсатных скважин проводится по специальным методикам.

Динамическое исследование

Типы газовых и нефтяных скважин.

Газодинамические исследования скважин предполагают измерения различного вида давления, в том числе забойного. Эта операция проводится с помощью глубинного манометра или путем определения давления на поверхности, в межтрубном пространстве (если есть уверенность, что все пространство заполнено газом).

Изменение забойных давлений для объектов, оборудованных насосами центробежного типа, выполняют с помощью суфлера. Если в газовых скважинах обнаружена вода, то исследования проводят только посредством глубинных манометров с учетом количества минеральной породы и жидкости, выносимой скважиной в разных режимах работы. В ходе исследования чаще всего регистрируются данные с установленным шагом по глубине, что позволяет установить равномерное или неравномерное распределение фаз вещества в объеме объекта.

Исследования скважин, кроме того, включают в себя измерения пластового давления. Его выполняют на объектах добывающего и пьезометрического (наблюдательного) типа для определения состояния разработки объекта добычи полезных ископаемых. Кроме того, такие измерения проводят на разведочных газовых скважинах, где нужно установить первоначальные характеристики найденного объема полезных ископаемых. Параметры регистрируются с требуемым интервалом по глубинам или с использованием датчиков скорости/положения, что дает конечный результат в виде определения различных фаз по стволу скважин.

Схема поиска газа и нефти.

Пластовое давление газовых скважин определяют, как правило, после остановки работ. Если разработка неглубокая, то используются небольшие манометры на 0,2-0,3 м, которые опускают в межтрубное пространство. В данном случае скважинное устье оформляют специальной планшайбой (эксцентричной), а на низы компрессорно-насосных труб устанавливают отклонительные фонари. На глубоких скважинах те же операции выполняют с применением лифтовых манометров, имеющих многосуточный ход для часовых механизмов. Их вывешивают на прием у насосов.

Вернуться к оглавлению

Комплексное изучение

Газодинамические исследования могут проводиться комплексно, в том числе при стационарном и нестационарном режиме для фильтрации. Изучение стационарного варианта базируется на соотношении установившихся устьевых (забойных) уровней давления и дебитах полезного ископаемого в разных режимах. При его проведении можно определить:

Конструкции скважин.

как зависит дебит газодобычи от давления на устье разработки и депрессий на пласт;
каковы коэффициенты фильтрационного сопротивления;
сколько из газовых скважин выносится твердых и жидких примесей в разных режимах операций;
каков коэффициент для гидравлического сопротивления для той или иной трубы;
каков коэффициент для фильтрационного сопротивления;
как меняется устьевое и забойное давления, температура при изменении дебита скважины;
как разрушается призабойная зона, как накапливаются частицы в жидком и твердом виде при их выносе и др.

При исследовании газовых скважин по такой методике применяются 2 класса оборудования: глубинные комплексы, с помощью которых проводят измерения в самом забое и по стволам, и устьевое оборудование. Последнее включает в себя измерители расхода газа (шайбные), измерители критического тока газа (диафрагменные), дифманометры, мобильные установки для проведения лабораторных работ и др.

Исследования газовых скважин при нестационарном варианте фильтрации базируются на снятии данных, построении кривых и обработки результатов для нижеприведенных показателей:

Схема притока газа и воды к скважине.

Изменение забойного давления (его нарастание) после остановки работы скважины (КВД).
Нормализация давлений и дебита после запуска газовых скважин (КСД).
Изменения в дебите и давлениях при работе скважины.
Перераспределение давлений при одинаковом уровне дебита.
Перераспределение дебита при одинаковом уровне забойного давления.
Изменение давлений в исследуемой скважине после запуска/остановки возмущающей скважины (так называемая прослушка).

Нестационарные исследования газовых скважин позволяют выявить проводимость и проницаемость для зоны около забоя и отдаленных участков, пористость, неоднородные пласты породы (в том числе «экраны»), пластовые давления, общую картину работы газовых скважин.

Вернуться к оглавлению

Дебит скважины: как определить?
Скважина: конструкция, схема, принцип работы.
ГНБ технология. Подробнее>>

Выявление состава

Помимо вышеуказанных исследовательских манипуляций, в отношении газовых скважин осуществляются еще и газоконденсатные исследования (в комплексе).

Схема автоматизации скважин.

Они могут выполняться как на промысле, так и в условиях лаборатории. На объекте определение состава проходит в стационарном режиме (может быть 1 или несколько). В их ходе устанавливают, из каких газов состоит смесь в пласте, в какой фазе она находится еще до начала операций. На основании этих данных можно с высокой вероятностью спрогнозировать, как будет вести себя смесь в дальнейшем — в ходе прохождения пути от пласта, через скважину и сепаратор в магистральный газопровод.

Определить компонентный состав пластов газоконденсатных скважин — это весьма важная задача. От ее правильного решения зависит то, как будут определены балансы компонентов, входящие в состав смеси, как нужно готовить смесь к переработке и транспортировке, как ее собирать на газоперерабатывающие предприятия и каков должен быть тип этих предприятий. Кроме того, от газоконденсатного исследования газовых скважин зависит тип защиты металлического и иного оборудования от коррозии и прочих воздействий, меры безопасности работающего на скважине персонала.

Для изучения состава на газовых скважинах отбирают варианты конденсата в виде жидкости и газа, прошедшего сепаратор. Их исследуют на наличие бутанов, этана, пропана. Для стабильных конденсатов берутся пробы на С5 (+). Отобранный материал размещают в установках равновесия (фазового), в лабораторный вариант которых входит более 1 сосуда высокого давления. В одном из них проводят снижение давления по изотермическому типу (устанавливается температура пласта) от уровня в пласте до атмосферных показателей. Так узнают, как будет преобразовываться состав полезных ископаемых в пласте при обеднении залежей. Обычно равновесия фаз рассматривают при температурах от -10°С до +220°С, давлениях — 2-100 МПа.

Вернуться к оглавлению

Имитация процессов

Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях.

В этом исследовании также делаются поправки на возможный объем жидкости в смеси при дифференциальной и контактной конденсации. Для измерения дифференциального варианта используется 2-ой сосуд высокого давления, куда перегоняют газ из 1-го сосуда, не меняя в нем объема (имитация процесса добычи). Во 2-ом сосуде (сепаратор) поддерживают температурные характеристики и уровень давления, равные промысловым, что позволяет сымитировать промышленные процессы обработки полезного ископаемого.

На установках высокого давления можно определить, как будет выходить продукт газовых скважин при различной температуре и уровнях давления в переработку, какие могут быть потери, какие объемы газа/конденсата в месторождении, какой может быть метод разработки. Лабораторные исследование не могут учесть многих факторов (влияние пористости пород на месторождении, отклонения процесса перехода фаз из одной в другую от состояния равновесия и пр.), поэтому для исследования газовых скважин часто применяют передвижные исследовательские комплексы.

Мобильное оборудование позволяет определить параметры добываемой продукции через исследования проб газа, количества выделяемого конденсата (сырого), выделений газов на поверхность в различных условиях работы объекта. Передвижные установки, устанавливаемые на автоприцепе, бывают нетермостатируемые (дают более высокую производительность) и термостатируемые, обрабатывающие только небольшие объемы добываемого из газовых скважин сырья. На последних, помимо промышленной характеристики месторождения, можно получить изобары и изотермы для конденсации, количество отделяемой от газа жидкости при заданных температурах и давлениях в устье объекта, коэффициенты Джоуля — Томсона.

Исследования газовых скважин часто включает в себя инженерное сопровождение, которое предполагает составление комплекса исследований для того или иного объекта в целях получения достоверной и своевременной информации, позволяющей разрабатывать месторождение оптимальным образом.

www.vseoburenii.ru

Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность

ГЛАВА VII

ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ

VII. 1. МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ

Исследование месторождений на газокондснсатность проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходным» для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений и переработки конденсата. Определение парамегров газоконденсатной системы в настоящее время проводится несколькими методами. Наибольшее распространение получила методика исследования скважин на газоконденсатность, разработанная ВНИИГазом и рекомендованная в качестве инструкции.

Разработанные до настоящего времени методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при следующих условиях.

Определении газоконденсатной характеристики на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами, обусловливающими значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные услоння выноса жидкости с забоя.

Использовании существующего на промыслах наземного оборудования в комплексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.

Определении газоконденсатной характеристики при наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообраэования.

Необходимости сокращения продолжительности исследования на газоконденсатность с целью охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, а также средств на исследовательские работы.

Все методы исследования па газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Принципиальная разница этих методов состоит в количестве разделяемой на фазы газоконденсатной смеси при промысловых исследованиях на газоконденсатность.

Наиболее часто используемая методика ВПИИГаза требует разделения на фазы всего потока в промышленных сепараторах после одно-, двухдневной продувки скважины, что позволяет стабилизировать вынос жидкости с забоя и избежать неравномерности распределения фаз по сечению трубы, влияющей на качество получаемых результатов при частичном отборе газа из скважины. Отсутствие более эффективных и точных методов вынуждает использовать данную методику, несмотря на ее трудоемкость и громоздкость применяемой при этом аппаратуры.

Поэтому поиски других способов исследования на газоконденсатность в основном были направлены на разработку методов, требующих более облегченных конструкций исследовательской аппаратуры. Вопросы, связанные с потерями конденсата в призабойной зоне, исследования тощих газоконденсатных систем, низко-продуктивных пластов с длительной стабилизацией, наличием ингибиторов и др. остались нерешенными и в настоящее время. Причина — отсутствие строгой связи при поисках новых методов исследования на газоконденсатность со смежными областями, такими, как подземная газогидродинамика, трубная гидравлика двухфазных смесей с фазовыми превращениями и изучением газоконденсатных систем. В основу всех методов исследования на газоконденсатность положено неравномерное распределение фаз по сечению трубы.

Один из методов допускает, что неравномерность распределения фаз по сечению можно исключить, если перед местом отбора небольшой части потока установить смеситель. Тогда после смесителя, обеспечивающего однородность потока, нет необходимости разделения на фазы всего потока в промышленном сепараторе и для исследования на газокондснсатность на малой термостатируемой установке

ва эмалей, являются недефицитные и недорогие материалы — кварцевый песок, полевой шпат и бура — 80 —85% по весу.

Метод оплавлений эмалей, основанный на использовании энергии электромагнитного поля высокой, повышенной или промышленной частоты, позволяет эмалировать трубы и крупногабаритные изделия в заводских условиях без применения печей. Эмалирование труб ведется на станках-автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности.

Испытания стеклоэмалевых покрытий труб на химическую стойкость и механическую прочность и промышленное внедрение индукционного способа эмалирования на ряде заводов, а также положительные результаты по укладке на газопроводах дают основание применять стекло эмалевые покрытия для защиты труб от коррозии и на сероводородсодержащих месторождениях.

Специальные замковые соединения позволяют применять эмалированные НКТ со стандартной резьбой.

Коррозионно-абразивный износ оборудования [8]

Добываемый и транспортируемый газ содержит механические примеси: частицы песка, барита, гематита, глины и продукты коррозии, которые могут вызывать абразивное изнашивание деталей наземного и подземного оборудования. Детали фонтанной арматуры, поворотные участки наземных трубопроводов, обвязка аппаратов сепарационной установки подвергаются интенсивному разрушению вследствие ударного и ударно-скользящего воздействия на поверхность металла твердых частиц, часто находящихся в жидкости.

Особенно интенсивному изнашиванию подвергаются фланцевые, резьбовые и сварные соединения, запорная арматура и уплотняющие элементы в виде колец разных типоразмеров. Нарушение плотности запорного элемента вследствие попадания в места сопряжения механических примесей в конечном итоге приводит к выходу из строя всей задвижки. Присутствие в газовом потоке даже незначительного количества абразивных частиц способствует увеличению скорости процесса коррозионного изнашивания. Например, износ кл

www.neftemagnat.ru

Особенность и преимущества проведения исследований газоконденсатного типа

На сегодняшний день все чаще разрабатывают и эксплуатируют вместо небольших и простых сложные скважины, которые залегают на достаточно большой глубине. Их отличительной особенностью является довольно высокий напор пластов и температура внутри ствола. Именно поэтому возникает необходимость в получении достоверной и детальной информации о газовых и конденсатных системах, о геологических и геохимических характеристиках. Для получения таких сведений проводят газоконденсатные исследования.

Цель

Подобный анализ в основном используют для нахождения уровня забойного или пластового давления в середине ствола выработки. Для этого используется специальное оборудование (глубинные манометры или суфлеры).

Классификация и методы проведения

Современная наука предлагает несколько методов, с помощью которых можно провести газоконденсатные исследования скважин с максимальной точностью. Среди наиболее точных и недорогих хотелось бы остановиться на следующих видах:

Определение забойного давления. Этот вариант преимущественно проводится на эксплуатационных объектах. Результаты полученных сведений дают возможность сделать оценку их будущей эксплуатации. Для этого используется такое оборудование: эпюр, датчик скорости, показатель расположения и специализированный глубинный градусник. В итоге можно получить информацию о величине натиска внутри выработки, а также и величину температуры.
Измерение давления пластового. Они чаще всего проводятся на эксплуатационных разновидностях. Главная цель, которую преследуют при их выполнении – информация об уровне и правильности разработки месторождений. Кроме этого, довольно активно измерение напора слоев проводят и на разведочных типах. В данном случае, задача заключается в определении качественного, геологического и геофизического состояния первого вскрытого пласта.
Комплексное изучение. Оно может проводиться на месте расположения объекта или в лаборатории. Основные показатели, которые можно получить в итоге – это скин–фактор и параметры какого-либо определенного пласта месторождения.

Исследования газовых и газоконденсатных скважин по месту их проведения также можно подразделить на два вида:

Промысловые. В процессе промыслового анализирования применяется газосепаратор, который распределяет газ, добытый из пласта, на две фракции: жидкую и газообразную. Специалисты анализируют качество и состав каждой из этих двух фракций.
Лабораторные.Полностью базируются на отчете, полученном в результате промыслового анализа. Работа проводится в специальных лабораториях научно-исследовательских институтов.

Осуществление подобного анализирования позволяет повысить степень практичности и эффективности эксплуатации выработки.

________________________________

Возможно, Вам также будет интересно

БУРЕНИЕ СКВАЖИН

ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ СКВАЖИН

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕОБХОДИМОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ КОНСЕРВАЦИИ И РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТЬ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ПРОБ ГАЗОВ

ЧТО ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ СУПЕРВАЙЗИНГ В БУРЕНИИ СКВАЖИН?

ОСОБЕННОСТИ ИНЖЕНЕРНО – ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИЙ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ В СКВАЖИНАХ

ОСОБЕННОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

КАК ПРОИЗВОДИТСЯ ОТБОР ПРОБ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ingeos.ru

Лекция 22. Исследования газоконденсатных скважин Методы исследований газоконденсатных скважин

При исследовании газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе «пласт — скважина — сепаратор — магистральный газопровод».

Определение компонентного состава пластового газа — важная задача. От правильного определения состава пластового газа зависят:

балансовые запасы компонентов, входящих в его состав;
способы подготовки газа к транспорту и переработке;
технологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта пластового газа и его транспортировка на ГПЗ;
технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ;
обоснование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии;
охрана труда людей и защита окружающей среды.

Лабораторные исследования газоконденсатных смесей

Остаточный объем жидкости при различных давлениях и пластовой температуре определяют в лабораторных условиях при исследовании рекомбинированных проб газа сепарации и насыщенного конденсата на специальных установках УГК-3, УФР-2.

На установке проводят дифференциальную конденсацию пластовой смеси при изменении давления от начального до атмосферного и пластовой температуре, измеряют оставшийся объем конденсата в сосуде высокого давления, приводят его к стандартным условиям, делят на начальные запасы конденсата и определяют таким образом «потери» конденсата. Коэффициент извлечения конденсата из залежи можно рассчитать по корреляционной зависимости.

В сосуде высокого давления PVT нет пористой среды. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что пористая среда влияет как на давление начала конденсации, так и на потери конденсата, поскольку в пласте конденсация углеводородов проходит в капиллярах причудливой формы в отличие от конденсации их в свободном пространстве в бомбе PVT.

Промысловые установки для проведения исследований газоконденсатных скважин

Рис.1 Схема промысловой экспериментальной установки на газоконденсатном месторождении:

1 — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределительная гребенка; 5—7 — сепараторы; 8 — сепаратор измерительный; 9, 12 — отводы на факел; 10 — регулятор давления до себя; 11 — емкость мерная; 13 — установка для измерения объема жидкости; 14 — стекло уровнемерное

Поток газоконденсата, выходящий из скважины 1, проходит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Далее через штуцер 3, шлейф и распределительную гребенку 4 газ поступает в сепараторы 5, 6, 7 первой и второй ступеней (р = 4 и 1,6 МПа) и затем через расходомер в газопровод.

После каждого сепаратора установлены регуляторы давления «до себя» 10, поддерживающие в них заданные давления. Перед сепаратором первой ступени при исследовании был дополнительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровнемерным стеклом 14 (р = 21 МПа). Использована также передвижная измерительная установка 13 для замеров объемов воды, сырого конденсата, газа, выделяющегося из конденсата при изменении давления и температуры. Газ с установки 13 поступает для сжигания на факел.

Выделенный в сепараторах и в измерительной установке конденсат поступает в измерительный сепаратор 8 (р = 0,6 МПа) и далее после редуцирования в замерную емкость 11, а выделенный из конденсата газ — через измерительную диафрагму для сжигания на факел 9.

Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсатоотводящую трубу введена термопара регистрирующего термометра.

studfile.net

Исследования газовых и газоконденсатных месторождений

Исследование скважин - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов и жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, проходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.

При добыче газа в пласте и в скважине происходит следующее (рис 4.1):

На устье скважины открывают задвижки, и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье р_у снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (∆р_скв=р_з-р_у). Под действием этого перепада в стволе скважины движется вертикальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте. Создается перепад между пластовым и забойным давлениями ∆р=р_пл-р_з, называемый депрессией на пласт. Под действием депрессии газ из пласта поступает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практически постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины. Кривую распределения давления в пласте вокруг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины R_к. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от R_к до забоя скважины.

В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате затрат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приведенное к нормальным условиям (давлению 760 мм. рт. ст. и температуре + 20°С) называют дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт (∆р = р_пл-р_з), геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат).

Рис 4.1. - Схема движения газа в системе «пласт - скважина»

Поток: I - плоскорадиальный, II - двумерный, III - трехмерный, BД - воронка депрессии, R_к - радиус контура питания, L - глубина скважины, р_пл, р_з р_у-давление в пласте, на забое и устье скважины соответственно; t_з , t_у - температуры на забое и устье скважины соответственно.

На забой возможен вынос потоком газа твердых частиц (разрушение пласта) и жидкости.

Нормальную эксплуатацию скважины обеспечивают правильным назначением технологического режима ее эксплуатации.

Закономерности описанного процесса изучают при исследованиях скважин. Цель исследований скважин состоит в определении данных, необходимых для назначения технологического режима их эксплуатации, а также для проектирования и контроля за разработкой и эксплуатацией газовых и газоконденсатных месторождений.

Данные, полученные при исследованиях скважины, зависят от методов исследований. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин. Одновременно-последовательные исследования разными методами получили название комплексных. Проведение комплексных исследований скважин повышает надежность и достоверность получаемых данных за счет взаимного дополнения, контроля и подтверждения получаемых результатов

Геологические исследования проводят в процессе бурения скважин. Отбирают образцы пород (керн) с последующим изучением в лабораториях состава и свойств пород и насыщающих их жидкостей и газов. Наблюдают за составом и размерами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа и нефти и т. д.

Геофизические исследования проводят в необсаженных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физические свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности, искусственно наведенную радиоактивность, рассеяние и поглощение «меченых» изотопов и т. д. Все эти свойства закономерно связаны с геолого-промысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницаемостью, газонасыщенностью и другими. Поэтому по геофизическим данным выделяют продуктивные пропластки, устанавливают границы пласта (положение кровли и подошвы), определяют начальное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени. По геофизическим данным оценивают коэффициент пористости пласта; начальную, текущую и конечную газонасыщенность пластов.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определять места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Акустические методы (шумометрия) - измерение звуковых колебаний в потоке газа - позволяют по записанным диаграммам выделять интервалы пласта, из которых газ поступает в скважину, и производительность каждого из них.

Газогидродинамические исследования - основной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

Приток газа к забою скважины описывается двучленной формулой:

р²_пл – р²_з = AQ + BQ², (1)

откуда

. (2)

В формулах (1), (2) А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления. Для схемы (см. рис. 4.1.) они имеют следующий вид.

, (3)

. (4)

Из формул (3), (4) видно, что А и В зависят:

1) от свойств пласта - проницаемости (r), коэффициента макрошероховатости l, зависящего от r и m; толщины (h), температуры (Т_пл);

2) от свойств газа - плотности (р_ст); вязкости (μ); коэффициента сверхсжимаемости (z);

3) от конструкции скважины - радиуса скважины (r_с); коэффициентов, учитывающих сопротивления в зонах II и III (см. рис. 4.1.), которые зависят от степени (отношения вскрытой части пласта ко всей мощности) и характера (форма и число каналов в цементном кольце и стенках скважины) вскрытия пласта (C₁, C₂ и C₁’ , С₂’) соответственно;

4) от геометрии притока к скважине - радиуса контура питания (Rк).

Принято считать, что сопротивление А обусловлено силами трения, а В - инерционными силами.

Методика газогидродинамических исследований сводится к измерению Q, р_пл и р₃. Последовательно задают 5-6 различных дебитов скважин вначале от меньшего к большему (прямой ход), а затем от большего к меньшему (обратный ход). При каждом дебите ожидают стабилизации давления и температуры на устье скважины. После этого расходомером измеряют дебит скважины. Забойное давление либо измеряют, либо рассчитывают. Измеряют р_з глубинным манометром, опущенным в фонтанные трубы на забой (в этом случае газ из скважины отбирают по затрубью - между фонтанной и обсадной колоннами). Рассчитывают р₃ по измеренному на устье давлению в затрубье, а газ в это же время отбирается по фонтанным трубам. Пластовое давление измеряют глубинными манометрами на забое полностью остановленной скважины после стабилизации в ней давления. Результаты измерений наносят на график (рис 4.2.). Графически определяют численные значения коэффициентов А и В и подставляют их в формулы (1), (2).

Рис. 4.2. – Результаты обработки данных газогидродинамических исследований скважины.

1 – индикаторная линия скважины; 2 – зависимость (р²_пл – р²_з)/Q от Q; А и В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважины.

По данным (рис. 4.2.) определяют

,

Кроме дебита по этим данным, используя формулы (3), (4), рассчитывают проницаемость и пористость пласта, характеристики призабойной зоны и т. д.

При газогидродинамических исследованиях газ пропускают через сепараторы, где от него отделяют твердые частицы и жидкость. Наблюдая за накоплением их в сепараторах, устанавливают, при каком дебите и какой депрессии начинается разрушение пласта и поступление воды в скважину. Эти депрессии называют максимально допустимыми. Наблюдают также за техническим состоянием оборудования, например за вибрацией.

По результатам газогидродинамических исследований устанавливают технологические режимы эксплуатации скважин и назначают рабочие дебиты скважин.

На промыслах проводят и более сложные газогидродинамические исследования скважин при неустановившейся фильтрации.

Измеряют давление на устье и забое скважин в периоды после остановки (восстановление давления) или пуска (падение давления) скважины. Обработка таких измерений позволяет получить характеристики не только призабойной зоны скважины, но и всей области дренирования.

При газогидродинамических исследованиях газоконденсатных скважин в пласте из газа выделяется конденсат и происходит фильтрация двухфазной газожидкостной смеси. Приток к скважине такой смеси описывается формулами, значительно более сложными, чем двучленная формула (1). Поэтому для упрощения обычно в двучленную формулу (1) вводят поправки, учитывающие присутствие конденсата в пласте.

Газогидродинамические исследования скважин проводятся геологической службой промыслов как после монтажа на устье дополнительного оборудования, так и при помощи передвижных лабораторий, оснащенных комплексом дистанционных автоматических приборов, например лабораторий типа АПЭЛ, «Аист», «Глубина» и т. д.

Газоконденсатные исследования скважин и месторождений- это измерение количества газа и конденсата (соотношения фаз), а также определение их состава и свойств при различных давлениях и температурах, т. е. это определение газоконденсатной характеристики месторождения

По результатам газоконденсатных исследований выбирают метод разработки месторождения, прогнозируют добычу конденсата, и назначают режимы эксплуатации промыслового оборудования. Поэтому при газоконденсатных исследованиях стремятся определить газоконденсатную характеристику месторождения при тех же условиях, которые существуют во время добычи газа и конденсата. При добыче газа в зонах дренирования скважин начинает падать пластовое давление (см. рис. 4.1.). В результате этого часть углеводородов из газового состояния переходит в жидкое (конденсат). Конденсат в пласте тонкой пленкой обволакивает стенки пор и практически остается неподвижным. Этот конденсат называют пластовыми потерями конденсата. Только небольшое количество конденсата из зон II и III (см. рис. 4.1.) поступает на забой скважины. В основном на забой поступают газообразные углеводороды - газовая фаза пластовой газоконденсатной смеси. Но уже в стволе скважины из-за снижения давления и температуры (см. рис. 4.1., линии p и t) часть углеводородов из газовой фазы переходит в жидкое состояние – конденсат.

С устья газоконденсатный двухфазный поток (газ + конденсат) по отводу (шлейфу) поступает в промысловые установки. В этих установках специально снижают давление и температуру потока до заданных значений давления р_с и температуры Т_с сепарации. За счет этого из газовой фазы стремятся отделить максимальное количество конденсата, чтобы впоследствии из отсепарированного газа в газопроводе уже не выделялся конденсат. Одновременно с конденсатом в жидкое состояние переходят и пары воды, всегда содержащиеся в газе.

Фазовые соотношения при описанных процессах изучаются во время газоконденсатных исследований. При газоконденсатных исследованиях изучают фазовые соотношения в условиях пласта (р_пл, Т_пл), промысловых сепараторов (p_c, T_c), a также в стволе скважины (р_скв, Т_скв) и иногда в газопроводе (р_г, Т_г).

Проводят промысловые и лабораторные газоконденсатные исследования.

При промысловых исследованиях определяют газоконденсатную характеристику в условиях сепарации, скважины и газопровода; при лабораторных исследованиях - в условиях пласта. В лабораториях также анализируют пробы газа и конденсата.

Рис. 4.3. - Схема установок при промысловых газоконденсатных исследованиях скважин.

БСУ - большая сепарационная установка, МТСУ - малая термостатируемая сепарационная установка, 1 - скважина, 2 - пробоотборный зонд, 3 - задвижки, 4 - смеситель, 5 - штуцеры, 6 - сепаратор, 7 - счетчик газовый, 8 - вентили мерные, 9, 10 - сепараторы малогабаритные, 11 - термостаты

Промысловые исследования проводят тремя способами: сепарацией (разделением фаз) всей продукции скважины; сепарацией части продукции и комбинированным способом, т. е. одновременно двумя способами (рис. 4.3.).

Всю продукцию сепарируют в стационарных или передвижных сепараторах промышленной пропускной способности; часть продукции скважины - в малогабаритных передвижных термостатируемых установках. Часть продукции отбирают из двухфазного устьевого потока при помощи пробоотборных устройств - зондов. На входе в зонды поддерживают такую же скорость, как и во всем потоке. Только при таком отборе удается получить часть продукции, одинаковую по соотношению фаз и составу со всей продукцией скважины.

При промысловых исследованиях малогабаритные сепараторы термостатируют, поддерживая постоянными заданные температуры сепарации. Давления сепарации изменяют. Измеряют расход газа через сепаратор и количество выделяющегося в нем конденсата. По результатам измерения рассчитывают количество конденсата в сантиметрах кубических или в граммах, выделяющееся из 1 м³ газа при заданных давлениях и температурах. Эту величину называют содержанием нестабильного конденсата в газе. Из сепаратора в контейнер-пробоотборник отбирают пробу конденсата. В лаборатории контейнер термостатируют при температуре 20 °С и медленно выпускают из него газ (дегазация). Измеряют объем жидкого конденсата при атмосферном давлении и пересчитывают на объем при давлении 760 мм. рт. ст.

Конденсат при давлении 760 мм. рт. ст. и температуре 20 °С называют стабильным (товарным). Конденсат, получаемый в промысловых емкостях при давлении и температуре окружающей среды, называют выветренным. Отношение объема стабильного конденсата к объему нестабильного называют коэффициентом усадки конденсата К_у (К_у ≈ 0,52 - 0,86). Умножая измеренные объемы накопленного в сепараторах нестабильного конденсата на К_у, определяют добычу товарного конденсата.

При постоянном давлении с понижением температуры увеличивается содержание конденсата в газе. При постоянной температуре и давлении р_м.к_., названном давлением максимальной конденсации, в газе содержится максимальное количество конденсата, при уменьшении (р_м.к.→30) или увеличении давления (р_м.к.→110) содержание конденсата в газе также уменьшается. Зная эти закономерности и имея результаты исследований, назначают режим сепарации и подсчитывают добычу нестабильного и стабильного (товарного) конденсата.

Лабораторные газоконденсатные исследования проводят на установках УГК-3 и УФР-2 (установка газоконденсатная и установка фазовых равновесий). Основные узлы установок - два сосуда высокого давления. В первом - камере PVT (давление, объем, температура) осуществляют тот же процесс снижения давления при отборе газа, что происходит в пласте при добыче газа. Камеру PVT термостатируют, поддерживая пластовую температуру.

Газ из нее выпускают во второй сосуд - сепаратор. В сепараторе при постоянных температуре Т_с и давлении р разделяют газ и конденсат. В первом сосуде измеряют количество конденсата, которое может выделиться из газа в пласте. В сепараторе измеряют количество конденсата, которое можно выделить из добываемого газа. Из сепаратора периодически отбирают пробы и анализируют их, т. е. определяют изменение состава добываемого газа в зависимости от падения пластового давления.

Результаты лабораторных исследований показывают, что по мере падения пластового давления пластовые потери конденсата увеличиваются (р_н.к→р_м.к), а затем уменьшаются (р_м.к→р_к). Добыча же конденсата, наоборот, вначале уменьшается (р_н.к→р_м.к), а затем несколько увеличивается. В составе добываемой углеводородной (газоконденсатной) смеси содержание тяжелых углеводородов уменьшается, изменяются соотношения и в составе более легких углеводородов.

Таким образом, результаты лабораторных газоконденсатных исследований служат основой для прогнозирования добычи и изменения состава газа и конденсата.

Дата добавления: 2016-07-11; просмотров: 3385;

Похожие статьи:

poznayka.org
16. Исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин Общие положения о гдм

Гидродинамические методы исследования основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. При этом используют уравнения сохранения массы и импульса в фильтрационном движении, связывающие искомые параметры пласта с непосредственно измеряемыми в процессе фильтрации газа в пласте, такими как расход, забойное и пластовое давления во времени.
Исследования газовых, газоконденсатных, нефтяных и водяных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.
Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин
Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Продуктивная характеристика скважины. Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений:
1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа к забою скважины.
2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени.
3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.
4. Зависимость дебита и устьевой температуры от давления на устье скважины.
5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и т.д.
6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины
7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт.
8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта.
9. Зависимость изменения во времени температуры и давления на забое и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.
10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины.
11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).
12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта).
Классы ГДМ в зависимости от времени. Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:
1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют: определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлениями и температурой; установить режим эксплуатации скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др.
2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля за разработкой. Такие исследования проводятся также до и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ.
3. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся: комплексные исследования газоконденсатных скважин с определением, кроме гидродинамических характеристик, изменения соотношения между газовой и жидкой фазами и их состава при различных гидродинамических и термодинамических условиях; исследования по контролю за положением газоводяного контакта, изучения степени коррозии скважинного оборудования, определения степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучения влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др.
4. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики.
Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени.

studfile.net
Опыт газоконденсатных исследований скважин Ачимовской толщи Уренгойского месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ГАЗОВАЯ ПРОмЫШЛЕННОСТЬ

УДК 622.691+551

Опыт газоконденсатных исследований скважин Ачимовской толщи Уренгойского месторождения

Г.С. Ли

к.т.н., заместитель директора по геологии и разработке месторождений [email protected]

О.А. Шигидин

начальник отдела исследования скважин [email protected]

А.С. Голованов

ведущий инженер отдела исследования скважин [email protected]

ООО «Газпром добыча Уренгой», Новый Уренгой, Россия

Представлен опыт проведения и интерпретации результатов комплексных исследований скважин по изучению газоконденсатной характеристики пластовой углеводородной системы залежей участка 2А опытно-промышленной разработки на истощение пластовой энергии уникальных по геолого-физическим параметрам Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

материалы и методы

Газ сепарации, газовый конденсат, пластовый газ; комплексные промысловые газоконденсатные исследования; компонентный состав и физико-химические свойства пластового газа.

Ключевые слова

Уренгойское месторождение, Ачимовские отложения, комплексные исследования, газоконденсатная характеристика

Залежи углеводородов Ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) открыты в 1976 г. в результате бурения разведочной скважины №99. Продуктивные пласты имеют сложное геологическое строение, аномально-высокое пластовое давление (АВПД), низкие фильтра-ционно-ёмкостные свойства, значительную неоднородность пород-коллекторов по площади и разрезу. Пластовая газоконденсатная система характеризуется высоким содержанием газового конденсата (С5+В), наличием высококипящих углеводородов — парафинов, асфальтенов, смол.

Площадь Ачимовских отложений Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений составляет более 12 тыс. км2 и разделена на 11 лицензионных участков между восемью недропользователями. ООО «Газпром добыча Уренгой» принадлежит право разработки западной части этой площади — около 50% от общей лицензионной территории [1].

В 2008 г. совместным российско-немецким предприятием ЗАО «Ачимгаз» был введен в опытно-промышленную разработку участок 1А, а в октябре 2009 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» начало разрабатывать участок 2А Ачимовских залежей УНГКМ.

На участке 2А в процессе геологоразведочных работ и пробной эксплуатации скважин выполнен большой объём промысловых и лабораторных исследований. При этом установлено, что газоконденсатная система залежей пластов Ач3-4 и Ач5 участка 2А, залегающих в условиях АВПД на глубинах 3500-3700 м, недонасыще-на углеводородами С5+В. Основные запасы газа и газового конденсата сосредоточены в залежах Ач5. Пластовое давление в диапазоне 57-61 МПа. Пластовая температура — 106-112оС. Потенциальное содержание С5+В в пластовом газе ПС5+В равно 370-420 г/м3. Результаты экспериментальных термодинамических исследований рекомбинирован-ных проб газа и конденсата показали, что

давление начала конденсации составляет 49-52 МПа, а коэффициент извлечения конденсата из недр — 0,46-0,53. Продуктивные пласты низкопроницаемые — от 1 до 10 мД. Эксплуатация скважин с проектными параметрами возможна после проведения в них гидроразрыва пласта [1, 5].

При проектировании промышленной разработки и обустройстве месторождения, планировании добычи и подготовки продукции скважин большое значение имеют результаты исследований пластовой углеводородной системы на газоконденсатную характеристику (ГКХ). Основными задачами данных газоконденсатных исследований (ГКИ) являются:

1. Изучение компонентного состава пластового и добываемого газа, его изменения при разработке на истощение пластовой энергии.

2. Определение физико-химических свойств газа и газового конденсата.

3. Оценка фазового состояния пластовой газоконденсатной системы.

4. Уточнение запасов газа и газового конденсата.

5. Обоснование коэффициента извлечения конденсата (КИК).

6. Оптимизация технологического режима эксплуатации скважин.

Результаты ГКИ зависят от комплекса факторов: технологии проведения исследования, термодинамического состояния газоконденсатной системы, конструкции скважины и её продуктивной характеристики, качества работы сепарационного оборудования и др. Из многообразия методов ГКИ наиболее представительным является метод промышленных отборов, при котором вся продукция скважины направляется в устьевой исследовательский сепаратор. Методы ГКИ с отбором части потока, бессепарационные и комбинированные имеют большую погрешность определения ГКХ. ГКИ на УНГКМ в настоящее время проводятся методом промышленных отборов через устьевой сепаратор.

Рис. 1 — Схема ГКИ скважины без выпуска газа в атмосферу Fig. 1 — The diagram of gas condensate studies of wells, without gas popping

Результаты ГКИ определяются условием установившегося выноса жидкости (газового конденсата и воды) из подъёмника скважины в сепаратор — скоростью восходящего газожидкостного потока. Величина критической скорости этого потока зависит от забойного давления, физико-химических свойств газоконденсатной смеси и дебита воды. Согласно Р Газпром 086-2010, значение минимально необходимой скорости для обеспечения выноса жидкости — 4 м/с [2]. Однако по результатам специальных исследований скважин УНГКМ установлено, что для этого достаточно скорости потока в подъёмнике более 2 м/с [3].

С целью получения необходимой и достаточной геолого-промысловой информации на УНГКМ проводятся комплексные газогидродинамические и газоконденсат-ные исследования скважин, при интерпретации которых используются и данные про-мыслово-геофизических исследований. При этом основными задачами ГДИ скважин являются следующие определения:

• текущей продуктивной характеристики скважины;

• значений пластового и забойного давлений;

• распределения термодинамических параметров по стволу;

• депрессии на пласт и условий выноса жидкости;

• уровня столба жидкости в работающей и остановленной скважине;

• фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Вышеуказанные цели и задачи ГКИ и ГДИ были реализованы в полном объёме при комплексных исследованиях скважин Ачимовского участка 2А: с 2011 г. проведено 60 исследований скважин методом промышленных отборов без выпуска углеводородной продукции в атмосферу [4]. Промысловые работы проводились ООО «ИЦ ГазИнформПласт» (г. Томск). Химико-аналитические исследования проб газа, газового конденсата и воды, а также обработка результатов ГКИ выполнялись специалистами Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Уренгой».

ГКИ с отбором проб газа, конденсата и воды проводятся на установившемся режиме эксплуатации скважины в газосборный

коллектор с использованием мобильного полнопоточного тест-сепаратор (ПТС).

Режим работы исследуемой скважины задается устьевым регулятором. Термобарические параметры на устье, линии скважины и сепараторе фиксируются электронными манотермометрами. Продолжительность работы скважины на режиме составляет в среднем 48-72 ч. Непрерывное измерение дебита газа сепарации проводится вихревым расходомером, а измерение дебита нестабильной жидкости — массовым кориолисовым расходомером. С выходов массового расходомера сигналы, соответствующие расходу, плотности и температуре жидкости, поступают в контроллер. Вычисление расходов газового конденсата и воды производится в контроллере по данным, измеренным массомером. Режим работы ПТС поддерживается с помощью работы регулируемого клапана и электронного уровнемера. Продукция скважины после ее замера на ПТС подается в трубопровод куста. Давление сепарации на режимах ГКИ составляет 12-14 МПа, а температура — 25-45оС. В этих условиях отбор представительных проб газа сепарации и дальнейшее достоверное определение его компонентного состава затруднительно из-за потери тяжелых компонентов при переводе пробы из пробоотборника в хроматограф. С целью моделирования II ступени сепарации используется малогабаритная сепарацион-ная установка (МТСУ), с помощью которой проводится разделение газа сепарации I ступени ПТС на жидкостную и газовую составляющие.

Подача малой части потока газа сепарации I ступени в МТСУ выполняется через «щелевой пробоотборник» ПТС. Удельный выход нестабильного конденсата II ступени (МТСУ) определяется как отношение объёмов накопившегося в сепараторе МТСУ сырого конденсата и прошедшего через счётчик газа сепарации. Объём газа, проходящий через МТСУ, замеряется с помощью газового счётчика РГ-40. В МТСУ поддерживается давление сепарации, близкое к давлению максимальной конденсации (4,5-5,0 МПа). В процессе исследований в контейнеры из МТСУ (II ступень) отбираются пробы нестабильного конденсата и газа сепарации. Из ПТС (I ступень)

отбираются пробы нестабильного конденсата. Физико-химические свойства нестабильного конденсата и газа сепарации определяются лабораторными методами. Через дренажную линию ПТС отбирается проба воды для определения ее химического состава и свойств.

По полученным составам и физико-химическим свойствам газа сепарации, нестабильного конденсата и воды выполняются корректировка и пересчет расходных параметров, после которых проводятся окончательные расчеты ГКХ. Определяется потенциальное содержание С5+В в добываемом пластовом газе, а также его компонентный состав и физико-химические свойства.

Эксплуатация газоконденсатных скважин на истощение пластовой энергии в режиме, близком к режиму постоянного дебита, неизбежно приводит со временем к снижению устьевых и забойных рабочих давлений. Не исключение и эксплуатационные скважины, вскрывшие залежи Ачимовской толщи в пределах участка 2А УНГКМ. В качестве примера на рис. 2 приведены зависимости Ру = f (0„лг) скв. №2083, построенные по результатам ГДИ и ГКИ в 2011-2013 гг. Поддержание достигнутого уровня добычи пластового газа по скв. №2083 достигается за счет снижения устьевого рабочего давления.

Исследования скважин участка 2А ачи-мовских отложений УНГКМ свидетельствуют о зависимости состава добываемого газа от режима их работы — с увеличением депрессии на пласт снижается содержание компонентов С5+В. На рис. 3 показаны зависимости ПС5+В = f (Рзаб) по участку 2А. Красным маркером отмечены результаты первичных исследований скважин 20102012 гг. до начала их эксплуатации, зеленым — первичные исследования 20152016 гг. при эксплуатации скважин на УКПГ-22, синим — результаты исследований действующих скважин в 2012-2016 гг. (текущие исследования).

Итоги

Результаты исследований позволяют прогнозировать содержание конденсата С5+В в добываемом пластовом газе. При этом установлено, что для предотвращения значительного падения удельного выхода конденсата

Рис. 2 — Зависимости Р = f (Q ) скв. №2083

Fig. 2 — Dependences of P

1 = f (Q .

J of the well №2083

Рис. 3 — Зависимость ПС5+В = f (Рзб) по данным ГКИ скважин 2А участка Ачимовских отложений УНГКМ

Fig. 3 — Dependences of PS 5+B = f (P bonomholJ in accordance with the GCS of wells, on the area 2A (the Achimov deposits of the Urengoyskoe oil and gas condensate field)

и выполнения плановых уровней его добычи, скважины должны эксплуатироваться с депрессией на пласт не более 30% от пластового. Применение современных методов исследований скважин без выпуска газа в атмосферу предотвращают потери углеводородной продукции и снижают техногенную нагрузку на окружающую среду.

Выводы

Результаты комплексных исследований скважин на газоконденсатную характеристику являются базовыми для обоснования и составления технологического режима эксплуатации скважин, проектирования разработки, уточнения коэффициента извлечения конденсата и планирования добычи углеводородов Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Abstract

The article describes tests and the results of the integrated exploration of formation hydrocarbon system gas-condensate characteristics of wells of the Achimov deposits of the Urengoyskoe field, situated in the area 2A of the experimental program, concerning with the depletion of the reservoir energy, taking into account their unique geological and physical parameters.

Materials and methods

Separator gas, gas condensate, formation gas, field complex gas condensate studies, compositional analysis, physical and chemical properties of the formation gas.

Список литературы

1. Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья Ачимовских отложений Уренгойского месторождения по лицензионному участку ООО «Газпром добыча Уренгой». Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2015.

2. Р Газпром 086-2010 «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». М.: Газпром экспо, 2011.

3. Алиев З.С., Бердин Т.Г., Ли Г.С. Опыт исследования скважин нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения. Обзорная информация: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром,

2002. 43 с.

Results

Research results make it possible to predict the condensate yield C5+B in the recovered reservoir gas. It was also found, that wells should be operated under the differential pressure not more than 30% from formation pressure in order to prevent considerable the specific yield of the condensate and to reach the planning production volume.

The application of modern methods of well survey exploration without gas popping prevent from hydrocarbons wastage and lower the environmental footprint.

4. Ставицкий В.А., Ли Г.С., Шигидин О.А. Продуктивность газоконденсатных скважин Ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТС. М.: Газпром экспо, 2012. №2. С. 20-25.

5. Сафронов М.Ю., Ли Г.С., Стасенков И.В. Опыт строительства скважин в сложных горно-геологических

условиях II участка Ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. Материалы научно-практических конференций молодых учёных и специалистов ОАО «Газпром» -призёров 2011 года. М.: ООО «Газпром экспо», 2012. С. 5-10.

UDC 622.691+551

Conclusions

The results of the integrated exploration of formation hydrocarbon system gas-condensate characteristics are considered to be the basic ones for substantiating and drawing up operating practices of well operation, updating the condensate recovery factor and hydrocarbons planning production of the Achimov deposits (Urengoyskoe field).

Keywords

Urengoyskoe field, Achimov deposits, integrated exploration, gas-condensate characteristics

References

1. Dopolnenie k Edinoy tekhnologicheskoy skheme razrabotkizalezhey uglevodorodnogo syr'ya achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo mestorozhdeniya po litsenzionnomu uchastku OOO «Gazprom dobycha Urengoy» [Addition to the Unified technological scheme of the development of hydrocarbon reserves of the Achimov deposits of the Urengoy field on the license area of Gazprom dobycha Urengoy]. Tyumen: TyumenNIIgiprogas, 2015.

2. R Gazprom 086-2010 «Instruktsiya po kompleksnym issledovaniyam gazovykh i gazokondensatnykh skvazhin» [Instruction on comprehensive studies of gas and gas condensate wells]. Moscow: Gazprom ekspo, 2011.

3. Aliev Z.S., Berdin T.G., Li G.S. Opyt issledovaniya skvazhin nizhnemelovykh zalezhey Urengoyskogo mestorozhdeniya. Obzornaya informatsiya: Razrabotka

i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy [Experience of studies of the wells of the Lower Cretaceous deposits of the Urengoy field. Overview: Development and operation of gas and gas condensate fields]. Moscow: IRTs Gazprom, 2002, 43 p.

4. Stavitskiy V.A., Li G.S., Shigidin O.A. Produktivnost' gazokondensatnykh skvazhin achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo NGKM [Productivity of gas condensate wells of Achimov deposits of Urengoy oil, gas and condensate field.

Geology, drilling, development and operation of gas and gas condensate fields: NTC]. Moscow: Gazprom ekspo, 2012, issue 2, pp. 20-25.

5. Safronov M.Yu., Li G.S., Stasenkov I.V. Opyt stroitel'stva skvazhin v slozhnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh II uchastka achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo NGKM [Experience in well construction in difficult mining and geological conditions of the area II of Achimov deposits of Urengoy oil, gas and condensate field]. Materials of scientific and practical conferences of young scientists and specialists of OAO Gazprom, prizewinners 2011. Moscow: Gazprom ekspo, 2012, pp. 5-10.

ENGLISH GAS INDUSTRY

Gas condensate tests of wells in the Achimovskaya strata of the Urengoyskoe field

Authors:

Gerasim S. Li — Ph.D., deputy director for geology and fields development; [email protected]

Oleg A. Shigidin — head of wells' survey division; [email protected]

Anton A. Golovanov — leading engineer, wells survey division; [email protected]

Gazprom dobycha Urengoy, LLC, Novy Urengoy, Russian Federation

cyberleninka.ru
Интерпретация ГДИ газоконденсатной скважины | Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)
GromoOtvod пишет:

Полностью согласен с pevgen. Добавлю, что если конденсата ну очень много, можно пересчитать его в газовый эквивалент и добавить к дебиту газа, ИМХО

Тут господин начальник я не соглашусь, на газовый эквивалент можно переводить (Сапфир делает это сам, если подгрузишь вместе с газом дебиты конденсата), когда наоборот мало конденсата - газовый фактор свыше 10000 м3/м3. Когда же газовый фактор составляет от 800 до 5000 м3/м3, нужно использовать рекомбинацию с последующим композиционным моделированием поведения флюида, поскольку считается, что при таких дебитах конденсата при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит движение на забой двух фаз газа и кондената (при аналогичных условиях для малых количеств конденсата, считается, что он полностью остается в пласте).
В идеале лучше всего произвести композиционное моделирование до загрузки дебитов - это позволит определиться с типом флюида и соответственно способом его учета. Например для жирного газа (wet gas) пластовая температура выше крикондентермы, поэтому выпадение жидкой фазы в пласте не происходит и учет ее в продукции можно осуществлять переводом на газовый эквивалент. В тоже время для ретроградного газа пластовая температура ниже крикондентермы и при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выпадение жидкой фазы в пласте. Поэтому в принципе должены быть загружены и дебит газа и дебит конденсата. Далее если давление не снижалось ниже давления начала конденсации, то конденсат таки переводится на газовый эквивалент и интерпретация существенно упрощяется. Если снижалось, что практически всегда происходит даже при исследовании разведочных скважин нужно осуществлять интерпретацию с учетом выпадения конденсата путем использования кривых фазовых проницаемостей. В Сапфире, например, это осуществляется с помощью нелинейного модуля.

Р.S. Прошу простить меня за использование терминологии газовый фактор вместо конденсато-газовый фактор, но как нефтяннику мне проще оперировать цифрами именно в такой формулировке.

www.petroleumengineers.ru
Смотрите также

Насосы для скважин инжекторные

Подглядывающий в замочную скважину

Как найти воду для скважины на даче

Как обустроить кессон для скважины из бетонных колец

Обустройство колодца для скважины

Способы очистки скважин

Расшифровка кнбк в бурении

Штанговый насос для скважины

Капитальный и подземный ремонт скважин

Изоляция водопритока в горизонтальных скважинах

Ликвидационный тампонаж скважин