Газоконденсатные исследования скважин и пластов. Технология промысловых исследований

Давлением начала конденсации при пластовой температуре называется давление, при котором появляются первые капли конденсата из пластовой смеси.

Газоконденсатные характеристики используются для:

– подсчета запасов газа, конденсата, составляющих газоконденсатную смесь;

– обоснования технологии разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания давления);

– обоснования технологии подготовки газа и конденсата;

– выбора направления использования углеводородного конденсата;

– контроля и регулирования разработки месторождения;

– выбора оборудования и конструкций на всем пути от пласта до УКПГ.

Исследования по определению газоконденсатной характеристики проводятся комплексно в промысловых и лабораторных условиях.

Для значительного большинства газоконденсатных месторождений пластовая смесь уже на забое скважины находится в двухфазном состоянии (газ и углеводородная жидкость), поэтому исследования фазовых превращений при давлениях и температурах, близких к пластовым, проводят на рекомбинированных пробах. Рекомбинированную пробу получают смешением в известных пропорциях газовой и углеводородных фаз, отобранных из сепарационных установок на устье скважины.

5.2. Технология промысловых исследований.

Промысловые исследования разведочных скважин обычно проводятся при одноступенчатой сепарации с полным отбором продукции скважин. В период опытно-промышленной  эксплуатации (ОПЭ) подготовка данных для составления проектов разработки и обустройства применяется двухступенчатая сепарация.

В случае недонасыщенности пластовой системы (давление точки росы ниже начального пластового давления) используется методика трехступенчатой сепарации пластовой продукции.

Рекомендуется исследования по определению газоконденсатной характеристики проводить на высокопродуктивной скважине. На месторождениях с большим этажом газоносности (более 300 м) исследования проводят по одной скважине на каждые 300 м. При наличии нефтяной оторочки промышленного значения выбираются три скважины: на своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке.

Многопластовое месторождение исследуется числом скважин так, чтобы были охвачены основные запасы месторождения.

При проведении газоконденсатных исследований на скважинах обеспечиваются следующие условия:

– дебит скважины должен быть больше минимально допустимого  (МДД), при котором с забоя и ствола скважины выносится весь конденсат. Скорость на забое скважин составляет 4 м/с и более, тогда дебит равен

                                                                         (5.2.1)

где d – внутренний диаметр НКТ, м; Т_з – температура на забое, К; Р_ат , Р_з – давление атмосферное и забойное, МПа.

– допустимая депрессия не должна превышать 10% от пластового давления, на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением может достигать 20%.

Сепарационная установка при проведении газоконденсатных исследований должна обеспечить:

– возможность работы сепаратора при расходах, не превышающих 90% от номинальной паспортной производительности, сепаратор располагается на расстоянии не менее 60м от устья скважины;

– регулирование давления сепарации;

– проведение замеров давления, температуры, количества углеводородного конденсата и воды, дебита газа;

– отбор проб газа и конденсата;

– подачу ингибитора гидратообразования перед штуцером.

Обеспечение МДД и допустимая депрессия могут вступить в противоречие, для увеличения дебита необходимо превысить допустимую депрессию, особенно для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Как один из способов при заданной депрессии обеспечить МДД является использование установки гибких труб, в этом случае диаметр лифтовой колонны можно значительно уменьшить, т.е. повысить скорость.

5.3. Проведение исследований на газоконденсатность.

Принципиальная схема установки при одноступенчатой сепарации показана на рисунке 5.3.1.

Рисунок 5.3.1 – Принципиальная схема обвязки скважины при одноступенчатой сепарации газа:

1 – соединительная линия (трубы); 2 – штуцер; 3 – сепаратор; 4 – замерное устройство; 5 – термокарман; 6 – замерные вентили; 7 – сливной кран; 8 – факельная линия.

Газ от скважины, пройдя штуцер 2, попадает в сепаратор 3, оборудованный манометром, термометром и замерными краниками 4. Отсепарированный газ или газ сепарации направляется в измерительное