МЕТОДИКА ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ К ПРОВЕДЕНИЮ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

АННОТАЦИЯ

В статье разработана методика подбора скважин-кандидатов к проведению ГКИ.

Ключевые слова: газоконденсатные исследования скважин, промысловые газоконденсатные исследования, газоконденсатное месторождение.

Введение

В современной нефтегазовой промышленности, эффективная добыча и управление газовыми месторождениями требуют точной обработки данных и применения современных технологий. Особенно важным этапом в процессе разработки газовых месторождений являются промысловые газоконденсатные исследования скважин с отбором проб сырого и стабильного конденсата, газоконденсатной смеси и газа сеперации. Эти исследования предоставляют ценную информацию о состоянии скважин и объектов разработки, что позволяет принимать управленческие решения на основе научных данных.

При исследовании газоконденсатных скважин в первую очередь определяются фазовый и углеводородный составы смеси до начала разработки месторождения или залежи, а затем прогнозируют и контролируют их изменение в процессе эксплуатации в системе ''пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод''. Эти данные критически важны для оптимизации процессов добычи и управления месторождением.

Однако, выбор подходящей скважины для проведения газоконденсатных исследований является сложной задачей, особенно при ограниченных ресурсах исследований. Рациональное управление месторождением требует сохранения информации о характеристиках пласта, при этом минимизируя количество необходимых исследований.

Методика подбора скважин-кандидатов к проведению ГКИ

Установление периодичности газоконденсатных исследований скважин ‑ это важный этап в управлении разработкой газоконденсатных месторождений. Эта периодичность должна быть обоснована проектным документом по разработке месторождения, и при её установлении учитываются различные факторы, которые могут варьировать от месторождения к месторождению.

При этом важно учитывать регулирующие документы, такие как "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин", которая может предоставлять рекомендации относительно периодичности исследований.

Промысловые газоконденсатные исследования следует проводить в едином комплексе с газодинамическими исследованиями. Во время испытания для определения состава пластовой смеси осуществляется обязательный отбор проб газа сепарации, насыщенного и стабильного конденсата, а также воды, замеряется расход газовой и жидкой фаз. Количество отбираемых проб газа и конденсата для каждой скважины определяют индивидуально, но не менее двух – при стабилизации термобарических параметров эксплуатации скважины и КГФ, а также в конце режима.

Для оптимизации использования ресурсов и снижения затрат на исследования, предложенная методика выбора скважин для проведения текущих газоконденсатных исследований, подразумевающих под собой уточнение запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных для ежегодного планирования добычи конденсата и обоснования режима сепарации соответственно с текущим составом газоконденсатной смеси; может быть полезной.

ля проведения исследований на газоконденсатную характеристику на месторождении выбирается одна высокопродуктивная скважина. В случае, если месторождение является многопластовым, исследуется необходимое количество скважин, чтобы охватить залежи с основными запасами конденсата.

Скважина, выбранная для проведения исследований на газоконденсатную характеристику, должна соответствовать следующим требованиям:

- она должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом газа (скорость движения газа на башмаке фонтанных труб 5,5 м/с), чтобы обеспечить эффективное удаление конденсата из забоя и ствола скважины в исследовательскую аппаратуру.

- Природный газ подается по фонтанным трубам, которые спускаются до подошвы исследуемого пласта.

- Для обеспечения постоянного дебита газа, давление сепарации должно быть меньше половины устьевого рабочего давления или равно ему.

- Если депрессия на пласте не превышает 10%, подготовительный период работы скважины не должен превышать 2 суток.

- Подготовительный период работы скважины считается завершенным, когда давление и температура природного газа на устье скважины постоянны и не изменяются, а также выход и состав конденсата остаются стабильными при его периодических замерах.

При подключении скважины к газопроводу, рекомендуется установить регулятор обратного давления после сепаратора.

Необходимым условием выноса жидких и твердых примесей является достаточность скорости потока, которая может быть определена для ачимовских продуктивных отложений из выражения следующего вида

где Q_min– минимальный дебит газа, тыс.м³/сут;

Z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

T – температура газа в рассматриваемом сечении, Т;

Р – давление на этом сечении, МПа;

D – диаметр сечения, м.

Если конструкция фонтанных труб ступенчатая, то требуемая скорость потока должна быть ниже башмака в зоне притока газа, а также в сечении, где диаметр переходит от меньшего к большему значению.

Промысловые исследования скважин на газоконденсатность осуществляют с использованием сепараторов, изготовленных самими предприятиями, проводящими разведку или разработку данного газоконденсатного месторождения, а также контрольных сепараторов, входящих в комплект УКПГ на промыслах. Исследовательский сепаратор должен удовлетворять следующим требованиям:

- работать на нагрузку, не превышающую 50 % его паспортной производительности и обеспечивать полное отделение жидкой фазы от газа;

- располагаться от устья скважины на расстояние не менее 60 м;

- его обвязка со скважиной производится без проведения сварочных работ;

- если температура и давление на устье скважины обеспечивают безгидратный режим в линии, соединяющей сепаратор со скважиной, то штуцер постоянного сечения устанавливается на устье, в противном случае – у входа в исследовательский сепаратор;

- предохранительная мембрана устанавливается на входе в сепаратор за штуцером и должна срабатывать при превышении рабочего давление более чем на 10 %;

- отбор сырого конденсата из сепаратора осуществляется с помощью замерных кранов, установленных на различных уровнях по вертикали в стенке сепаратора.

Применение вышеописанной методики с целью уточнения пластовых параметров для контроля добываемой продукции и определения показателей, являющихся исходными при проектировании разработки и обустройства месторождения и переработке конденсата, является важным шагом в современной нефтегазовой промышленности. Этот подход позволяет компаниям сократить количество газодинамических исследований, сохраняя при этом необходимую информацию о продуктивности скважин.

Благодаря этим данным, можно принимать обоснованные решения об общей стратегии разработки месторождения. Это способствует увеличению эффективности и продолжительности работы месторождения, что особенно важно в условиях увеличивающейся потребности на внешнем энергетическом рынке.

Исходя из этого, использование данной методики, имеет потенциал значительно улучшить эффективность и устойчивость добычи углеводородов, что, в конечном итоге, способствует более рациональному и продуктивному использованию газоконденсатных месторождений.

Список литературы:

1. Рекомендации к проведению технологии ОПЗ на объекте БС10 месторождения х / В. А. Савчук, М. Ю. Беручев, И. Е. Черноморченко [и др.] // Научное сообщество студентов XXI столетия. Технические науки : сборник статей по материалам CXXIV студенческой международной научно-практической конференции, Новосибирск, 10 апреля 2023 года. Том 4 (122). – Новосибирск: Общество с ограниченной ответственностью "Сибирская академическая книга", 2023. – С. 70-76. – EDN OSHWWE.
2. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
3. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
4. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.