Методика проведения газоконденсатных исследований

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 сепарации. Эти исследования предоставляют ценную информацию о состоянии скважин и объектов разработки, что позволяет принимать управленческие решения на основе научных данных.

Исследования на газоконденсатность осуществляется с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными данными для подсчёта запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения [1].

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» [2]. 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.

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 [1]. 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 [3].

Для осуществления исследований на газоконденсатную характеристику на месторождении выбирается одна высокопродуктивная скважина. Если же месторождение является многопластовым, то исследуется такое количество скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы конденсата.

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

• она должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом газа (скорость движения газа на башмаке фонтанных труб 4,0 м/с), обеспечивающим вынос с забоя и из ствола образовавшегося конденсата в исследовательскую аппаратуру;
• подача природного газа осуществляется по фонтанным трубам, спущенным до подошвы исследуемого пласта;
• для обеспечения постоянного дебита газа давление сепарации должно быть менее половины значения устьевого рабочего давления или равно ему;
• при депрессии на пласт, не превышающей 10 %, подготовительный период работы скважины не должен превышать 2 суток;
• подготовительный период работы скважины считается завершенным, в случае, когда давление и температура природного газа на устье скважины постоянны и не изменяются выход и состав (плотность конденсата при его периодических замерах);
• при подключении скважины к газопроводу, после сепаратора следует устанавливать регулятор обратного давления.

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

где Qmin– 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 [4, с. 52-59].

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 [5, с. 27-31]. 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.