СПОСОБ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
METHOD FOR GAS CONDENSATE INVESTIGATION OF WELLS

Изобретение относится к области газоконденсатных исследований скважин и предназначено для определения исходных и текущих газоконденсатных характеристик (ГКХ) разрабатываемых залежей.
Известен способ газоконденсатных исследований (ГКИ) скважин при одноступенчатой сепарации продукции, при котором после сепарации газ поступает в замерное устройство, а затем в газопровод или факельную линию [Руководство по исследованию скважин. М.: «Наука», 1994, С. 377]. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, либо в самом сепараторе.
Недостатком данного способа является то, что он не предусматривает работу в режиме низкотемпературной сепарации, т.е. не позволяет выбрать максимальный режим извлечения конденсата с минимальными энергетическими затратами.
Известен способ газоконденсатных исследований скважин при двухступенчатой сепарации, при реализации которого газоконденсатная смесь из исследуемой скважины подается в сепаратор первой ступени, где отделяется жидкость, а часть газа, прошедшего сепарацию, отбирается на вторую ступень сепарации, в качестве которой используется малая термостатируемая сепарационная установка [Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. М.: «Недра», 1975. - С. 11]. При этом выполняются замеры выхода конденсата в первой и второй ступени сепарации, а также дебит газа. Отобранные пробы пластового газа и конденсата направляют на лабораторные геохимические исследования для получения информации об их физико-химических характеристиках и компонентном составе.
Недостатками данного способа являются большие материальные, трудовые и финансовые затраты при необходимости исследования большого числа скважин крупных месторождений.
Известен способ масштабных газоконденсатных исследований на установке комплексной подготовки газа, при котором по данным диспетчерского учета количественной и качественной характеристик товарной продукции в течении нескольких суток, получают обобщенную (усредненную) газоконденсатную характеристику добываемого сырья [Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. Ухта, 1997. - С. 26-28].
Недостатки данного способа связаны с: невозможностью обеспечить на весь период исследования стабильность режимов работы газосборного коллектора (из-за изменения фазовых соотношений по длине промыслового трубопровода и накопления в них жидкой фазы с дальнейшим выбросом ее по направлению течения, изменение производительности отдельных скважин в процессе их исследования и/или изменения плановых показателей добычи газа) в результате чего на входе в установке комплексной подготовки газа возникают колебания технологических параметров (давлений, расходов, скоростей и т.д.) и не обеспечивается стабильность газоконденсатных характеристик; при эксплуатации многопластового месторождения, скважины которого подключены к единому газосборному коллектору невозможно решить уравнение материального баланса и определить текущие ГКХ для конкретного участка залежи.
Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение материальных, трудовых и финансовых затрат, сокращение времени на проведение исследований.
Поставленная техническая проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в сокращении времени газоконденсатных исследований.
Указанный технический результат достигается тем, что способ газоконденсатных исследований, проводимых на устье скважин, оборудованных регулирующими устройствами, трубопроводами-шлейфами от скважин до газосборного коллектора с установленными в нем расходомерами, запорно-регулирующей арматурой для переключения скважин с работы в газосборный коллектор и исследовательскую линию, регуляторами режимов работы сепаратора первой и второй ступени, накопительной емкостью и сливными патрубками с вентилями для отбора проб газа сепарации, газового конденсата и жидкости, характеризуется тем, что скважины одной кустовой площадки группируют таким образом, чтобы в каждой группе были скважины на один эксплуатационный объект, а их суммарный дебит газоконденсатной смеси при условии стабильного выноса жидкости с забоя не превышал пропускной способности сепаратора первой ступени. Если суммарный дебит газоконденсатной смеси меньше чем пропускная способность сепаратора, а минимально необходимый дебит каждой скважины для выноса жидкости с забоя меньше максимально допустимого с учетом геолого-технологических ограничений, то дебит каждой скважины группы при проведении газоконденсатных исследований пропорционально увеличивают и принимают его как дебит при проведении исследований на режимах газоконденсатных исследований. Рассчитывают величину ожидаемых гидравлических сопротивлений при прохождении потока газоконденсатной смеси от устья скважины по трубопроводу-шлейфу, исследовательской линии, сепаратору первой ступени до входа ее в газосборный коллектор, а также эквивалентный диаметр регулирующего устройства для каждой скважины на каждом режиме исследований. При этом учитывают, что на первом режиме исследований все скважины группы должны работать в исследовательскую линию через сепараторы первой и второй ступени, а на последующих режимах выполняют поочередный перевод потока добываемой смеси одной из скважин группы на работу в газосборный коллектор, минуя исследовательскую линию. Скважины группы запускают в работу в газосборный коллектор до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе и затем переключают в исследовательскую линию, при этом дебит каждой скважины задают с помощью регулирующего устройства с учетом рассчитанного эквивалентного диаметра. Проводят исследования на каждом режиме до накопления в сепараторах первой и второй ступени необходимого объема газового конденсата и попутной воды для определения их дебита и отбора проб с целью получения информации об их физико-химических характеристиках и компонентном составе. После завершения исследований на всех режимах составляют систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков, решение которой позволяет рассчитать газоконденсатные характеристики каждой скважины группы.
В заявляемом способе при проведении ГКИ осуществляют одновременное исследование группы скважин путем их объединения с учетом принадлежности к одному эксплуатационному объекту. Это позволяет сократить время набора пробы нестабильного конденсата в сепараторах и в целом сократить продолжительность исследования, но в то же время получить кондиционную ГКХ исследуемых скважин.
Изобретение поясняется иллюстративным материалом.
На фигуре представлена принципиальная схема обвязки куста скважин при проведении групповых ГКИ по заявляемому способу, которая включает: регулирующие устройства скважин 1; трубопровод-шлейф 2 с установленным в нем расходомером 3; запорно-регулирующую арматуру (ЗРА) 4 и 5 для переключения скважин с работы в газосборный коллектор 6 и исследовательскую линию 7; регуляторы 8 и 9, задающие режимы работы сепаратора первой ступени 10 и малогабаритной термостатируемой сепарационной установки МТСУ 11; накопительную емкость поз 12 (при необходимости); сливные патрубки с вентилями 13, 14 и 15 для отбора проб газа сепарации, газового конденсата и жидкости.
Способ осуществляют следующим образом.
Для скважин одной кустовой площадки, на которых планируется проведение ГКИ, рассчитывают минимально необходимый дебит (МНД) газа для выноса капельной жидкости с забоя  с использованием критерия А.А. Точигина [1]:
где:
3
- минимально необходимый дебит газа для выноса капельной жидкости с забоя, тыс. м/сут;
min
V - минимально допустимая скорость по А.А. Точигину, м/с;
d - внутренний диаметр колонны, м;
Р, Т - рабочие давление, МПа, и температура, К;
0
0
Р, Т - давление, МПа, и температура при стандартных условиях, К;
Z - коэффициент сверхсжимаемости при Р и Т;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
ж
σ - коэффициент поверхностного натяжения жидкости (для конденсата - 0,02 Н/м, для воды 0,06 Н/м), Н/м;
ж
г
3
ρ, ρ - плотность жидкости и газа соответственно, кг/м.
Σ
сеп
Σ
ceп
Затем эти скважины группируют таким образом, чтобы в каждой группе были скважины на один и тот же эксплуатационный объект (на фиг. показано: эксплуатационный объект I - поз. 16 и эксплуатационный объект II - поз. 17), а количество скважин в каждой группе выбирают таким образом, чтобы при МНД каждой скважины их суммарный дебит Q не превышал пропускной способности сепаратора первой ступени Q. Если Q меньше чем Q, а  каждой скважины меньше, чем их максимально допустимый дебит  с учетом геолого-технологических ограничений, то дебит каждой скважины группы при проведении ГКИ  устанавливают между  а его величину пропорционально увеличивают:
сеп
Далее с учетом конструктивных особенностей (форма, размеры, количество и тип сепарационных элементов и т.д.) сепаратора первой ступени 10, элементов трубопроводов-шлейфов 2 и исследовательской линии 7, суммарной величины  по всем скважинам группы, буферного давления каждой скважины и давления сепарации первой ступени, рассчитывают величину ожидаемых гидравлических сопротивлений ΔР при прохождении потока газоконденсатной смеси от устья скважины по трубопроводу-шлейфу 2, исследовательской линии 7, сепаратору первой ступени 10 до входа ее в газосборный коллектор 6. Расчеты можно выполнять, например, с помощью цифровой статической гидравлической модели, позволяющей моделировать потоки газа в системе трубопроводов и технологическом оборудовании (например, программный комплекс Pipesim компании Schlumberger) или с учетом известных газодинамических и гидравлических законов.
сеп
Затем выполняют расчет эквивалентного диаметра (степени открытия) регулирующего устройства 1 для каждой скважины выбранной группы таким образом, чтобы при фактической продуктивности этих скважин и текущем пластовом давлении, а также рабочем давлении в газосборном коллекторе 6 и дополнительных гидравлических сопротивлениях ΔР при выполнении ГКИ, скважины работали с дебитом равным  Скважины запускают в работу в газосборный коллектор 6 с дебитом  и отрабатывают их до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе. За счет предварительного расчета эквивалентного диаметра, регулирующего устройства скважин 1 удается существенно снизить длительность вывода скважин на необходимый режим их работы при проведении ГКИ по исследовательской линии через сепараторы первой и второй ступени.
Далее группу скважин переключают в работу в исследовательскую линию 7, а расход газа каждой скважины, определенный по формуле (3), задают с помощью регулирующего устройства 1, контролируя его расходомером 3 в газопроводе-шлейфе 2. После чего скважины отрабатываются до стабилизации устьевых параметров. Суммарный дебит газоконденсатной смеси, поступающей от скважин группы на сепаратор первой ступени 10, рассчитывают путем сложения дебитов каждой скважины по показаниям расходомеров 3, выход конденсата и воды замеряется в сепараторе первой ступени 10 через смотровое стекло и/или в накопительной емкости 12. Часть газа, прошедшего сепарацию, отбирают на вторую ступень сепарации, в качестве которой используется малая термостатируемая сепарационная установка (МТСУ) 11. После накопления достаточного количества жидкостей через сливные патрубки открытием вентилей 13, 14 и 15 отбирают пробы газа сепарации, нестабильного конденсата и пластовой воды в герметичные пробоотборники и передают их в лабораторию для установления физико-химических характеристик и компонентного состава газоконденсатной смеси и попутной воды. На этом первый режим исследования заканчивается. На следующих режимах исследования выполняют поочередный перевод одной из скважин группы с работы в исследовательскую линию 7 на работу в газосборный коллектор 6. Этим достигается изменение состава газоконденсатной смеси, поступающей на сепараторы первой и второй ступени на данном режиме исследования. Остальные скважины группы исследуют в той же последовательности.
Замерив фактические дебиты газоконденсатной смеси и выход конденсата на всех режимах исследования составляют и решают систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков, решение которой позволяет рассчитать ГКХ каждой скважины группы:
1
2
m
1
2
m
i
1i
2i
2i
3
3
3
3
где с, с, …, с - содержание конденсата в пластовом газе поступающего на сепарацию на различных режимах исследования, г/м; m - порядковый номер режима исследования; Q, Q, …, Q - суммарные дебиты смеси, замеренные с помощью расходомеров, установленных в технологической обвязки скважин на различных режимах исследования, тыс. м/сут; n - количество скважин в группе; c - содержание конденсата в пластовом газе каждой скважины исследуемой группы (искомые величины), г/м; Q, Q, …, Q - дебиты смеси каждой скважины, замеренные с помощью расходомеров, установленных в технологической обвязке, тыс. м/сут.
Пример осуществления способа.
3
Были проведены групповые газоконденсатные исследования трех скважин - №№1, 2 и 3, ориентированные на разработку объекта эксплуатации I, характеризующегося достаточно низким потенциальным содержанием газового конденсата (до начала эксплуатации - не выше 7 г/м). Столь низкое потенциальное содержание газового конденсата при проведении стандартных ГКИ предопределяет их значительную длительность, что обусловлено медленным накоплением необходимого объема нестабильного конденсата в ступенях сепарации, что требуется для надежного определения его дебита и отбора проб. На основе принадлежности к объекту эксплуатации I скважины №№1, 2 и 3 объединили в группу.
3
3
3
Учитывая энергетическое состояние эксплуатируемого этими скважинами объекта эксплуатации, продуктивные характеристики и конструктивные особенности подземного оборудования скважин, используя критерий А.А. Точигина, рассчитали минимально необходимый дебит каждой скважины для обеспечения стабильного выноса жидкости с забоя, он составил 364, 340, 360 тыс. м/сут соответственно. При проведении ГКИ использовали передвижной комплекс для исследования и освоения скважин (ПКИОС) с пропускной способностью по газу 2 млн. м/сут, что больше суммарного минимально необходимого дебита для обеспечения стабильного выноса жидкости с забоя выбранной группы скважин. По формуле (3) оценили необходимый дебит  каждой скважины при проведении групповых исследований, он составил 614, 577, 618 тыс. м/сут соответственно.
Система трубопроводов обвязки выбранного куста скважин предусматривает трубопроводы-шлейфы для транспортировки продукции от скважин до газосборных коллекторов и далее до газового промысла с установленными в них расходомерами, а также исследовательскую линию, подключенную к трубопроводам-шлейфам по байпасу. Потоки флюида управляются ЗРА, что позволяет отводить добываемую среду из трубопровода-шлейфа для проведения исследований и затем возвращать ее обратно. Исследовательская линия снабжена фланцевыми соединениями, при помощи которых можно подключать исследовательское оборудование различной конструкции.
Так как в состав группы входит три скважины, в соответствии с предлагаемым способом, необходимо было выполнить четыре режима: первый - при одновременной работе всех трех скважин; второй, третий и четвертый - с поочередным переключением потока по одной из скважин из исследовательской линии в газосборный коллектор. При помощи гидравлической модели, созданной в специализированном программном комплексе Pipesim компании Schlumberger, рассчитали величину гидравлических сопротивлений в исследовательской линии и ПКИОС на всех режимах исследования: на первом режиме - 1,32 МПа; на втором - 0,63 МПа; на третьем - 0,66 МПа; на четвертом - 0,62 МПа. Учитывая полученные данные, а также режимы работы газосборных коллекторов, в программном комплексе Pipesim компании Schlumberger рассчитали эквивалентные диаметры регулирующего устройства для каждой скважины, они соответственно составили: на первом режиме - 44, 49 и 49 мм; на втором режиме - 26, 26, 27 мм; на третьем режиме - 27, 25, 27 мм; на четвертом режиме - 27, 26, 26 мм.
При помощи ЗРА все скважины запустили в работу в газосборный коллектор с рассчитанным ранее дебитом, контролируя устьевые параметры по данным системы телеметрии, включающих расходомеры, установленные в газопроводах-шлейфах. Дождались стабилизации режимов работы скважин, и соответственно стабилизации фазового равновесия в пластовой системе.
Далее при помощи ЗРА потоки газоконденсатной смеси исследуемой группы скважин направили в исследовательскую линию, а для исключения снижения дебитов скважин за счет дополнительных гидравлических сопротивлений в исследовательской линии и сепараторе первой ступени, режим работы каждой скважины настроили при помощи регуляторов, обеспечив стабилизацию устьевых параметров. Дебит газоконденсатной смеси замерялся расходомерами, установленными в газопроводах-шлейфах каждой скважины, а выход конденсата и попутной воды замерялся через смотровое стекло сепараторов первой и в накопительной емкости. Часть газа, прошедшего сепарацию на первой ступени (около 1% от общего потока), направили на вторую ступень сепарации, в качестве которой использовалась малая термостатируемая сепарационная установка (МТСУ). Отобранные пробы пластового газа и конденсата в герметичных пробоотборниках передали в лабораторию для выполнения геохимических исследований.
На втором, третьем и четвертом режиме исследования при помощи ЗРА каждую скважину группы поочередно перевели с работы на исследовательскую линию на работу в газосборный коллектор, а остальные скважины группы исследовали в описанном выше порядке. После завершения четвертого (заключительного) режима исследования отобранные пробы передали в лабораторию.
3
3
3
3
Изучив физико-химические характеристики и компонентный состав газоконденсатной смеси определили, что на первом режиме исследований при суммарном дебите газоконденсатной смеси 1809 тыс. м/сут, содержание конденсата в пластовом газе составило 6,00 г/м. На втором, третьем и четвертом режимах, при дебитах газоконденсатной смеси: 1195, 1232 и 1191 тыс. м/сут соответственно, содержание конденсата в пластовом газе составило 6,01, 5,76 и 6,26 г/м.
Составили и решили систему уравнений материального баланса, учитывающего дебиты газоконденсатной смеси каждой скважины и результаты лабораторного определения содержания конденсата в пластовом газе в общем потоке от скважин группы на всех режимах исследования:
3
3
3
1
2
3
В результате удалось рассчитать текущее содержание конденсата в пластовом газе для каждой исследуемой скважины группы: для скважины №1 они составили 5,99 г/м (c); для скважины №2 - 6,51 г/м (c); для скважины №3 - 5,50 г/м (с).
Полученные результаты позволили в полной мере решить поставленные задачи. Общая продолжительность исследований составила 127 часов, что практически в 3 раза меньше, чем суммарная продолжительность исследования каждой отдельной скважины при использовании стандартного методического подхода.
Таким образом, предложенный способ при одновременном групповом исследовании нескольких скважин позволяет определить текущие газоконденсатные характеристики каждой скважины при сокращении материальных, трудовых и финансовых затрат.