Особенности газоконденсатных исследований Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Промысловые газоконденсатные исследования скважин имеют большое значение при изучении параметров пластовых флюидов. На основании информации, полученной в ходе исследований, произ- водят подсчет запасов газа и конденсата, обосновываются проектные решения разработки месторождений [1, 8].

Пластовые углеводородные системы залежей ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) характеризуются аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности до 1.8, высоким потенциальным содержанием компонентов С₅₊ в пластовом газе, давлением начала конденсации Р_нк = 75-80% от Р пл , относительно высоким содержанием парафинов в поровом пространстве при начальных термобарических условиях в залежах и т.п. Все это приводит к ряду специфических особенностей, повышающих требования к подготовке газоконденсатных объектов к промысловым газоконденсатным исследованиям, и их проведению [2, 6, 9].

Промысловые газоконденсатные исследования скважин подразделяются на первичные и текущие. Первичные исследования необходимо проводить до начала разработки на стадии поиска, разведки, пробной и опытно-промышленной эксплуатации залежей на поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах. Текущие исследования проводятся в процессе эксплуатации залежей для контроля изменения газоконденсатных характеристик. Периодичность проведения исследований для каждого месторождения определяется программой работ, определенной проектным документом [4].

Первичные и текущие исследования в обоих случаях делятся на промысловые и лабораторные, по результатам которых определяют: состав пластового газа; физико-химические свойства газов и конденсата; фазовое состояние газоконденсатной смеси и ее изменение в процессе разработки.

Промысловые газоконденсатные исследования скважин являются первым и основным этапом при изучении нефтегазоконденсатных систем. В дальнейшем от качества полученных результатов зависят прогнозные значения газоконденсатной характеристики и модель газоконденсатной системы, создаваемая путем рекомбинации газа сепарации и нестабильного конденсата на установках фазовых равновесий.

Для получения достоверной информации о пластовой нефтегазоконденсатной системе при промысловых газоконденсатных исследованиях необходимо придерживаться следующих условий:

• -    поступление в скважину газоконденсатной смеси, идентичной пластовой;

• -    полный вынос жидкой фазы (конденсата) с забоя и из ствола скважины;

• -    установившийся режим работы скважины;

• -    отсутствием гидрато- и парафинообразова-ние на режимах работы скважины;

• -    низкая температура сепарации;

• -    наличие воды в скважинной продукции;

• -    история эксплуатации скважины до проведения исследования скважины на газоконденсатность.

Практика изучения газоконденсатных залежей в конкретных условиях показала, что данные рекомендации практически невыполнимы.

Они реализуемы лишь при исследовании высокодебитных скважин. При оценках газоконденсатных характеристик средне- и низкодебитных объектов достижение скорости восходящего газожидкостного потока не менее нормативной возможно лишь при депрессиях, существенно превышающих рекомендуемый уровень [2, 3].

Результаты исследования скважины Y представлены в табл. 1. В «Инструкции по комплексным исследованиям…» [5] говорится о том, что рекомендуемую скорость потока газоконденсатной смеси, необходимую для выноса жидких и твердых частиц, необходимо выдерживать в рамках 2,5–3,0 м/с, но, как следует из таблицы 1, даже при высоких депрессиях практически невозможно достичь данных скоростей у башмака НКТ.

По результатам исследования [7] выявлено, что минимально необходимая скорость (МНС) для За-падно-Солепского газоконденсатного месторождения (Республика Коми) для установившегося выноса жидкого конденсата с забоя без пульсации равна 0,8 м/с, для Вуктыльского нефтегазоконденсатного – 0,55 м/с. Для условий Уренгойского НГКМ на основе результатов исследования скважины Y выявлено, что МНС, равная на уровне 0,5 м/с, позволяет получить кондиционные значения потенциального содержания С 5+ в пластовом газе.

Допустимая забойная депрессия при промысловых газоконденсатных исследованиях скважин определяется разностью между пластовым давлением и давлением начала конденсации: ΔРс=(Рпл-Рнк). Для залежей ачимовских отложений при давлении начала конденсации 45–50 МП и начальном пластовом давлении 57–62 МПа допустимая забойная депрессия составит 20–25 % от Рпл, то есть пластовые углеводородные парогазовые ретроградные системы залежей пластов ачимовских отложений являются в значительной мере недонасыщенными [2]. При изучении газоконденсатных систем на депрессиях, не превышающих допустимую, возможно охарактеризовать исходное состояние парогазовой ретроградной системы, но так как разработка ачимов- ских отложений ведется на режиме естественного истощения, то по достижении пластового давления, равного давлению начала конденсации, начинаются ретроградные процессы, приводящие к выпадению тяжелых высококипящих углеводородов в пласте.

Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе свыше 350 г/м3 для ачимовских залежей характеризует их как околокритические, а с содержанием ниже 350 г/м3 как нормальные. Околокри-тические системы характеризуются «обильной» конденсацией при минимальном снижении давления ниже давления начала конденсации.

Скважина Y характеризуется как околокрити-ческая, с содержанием С 5+ свыше 400 г/м³. Как можно наблюдать из рисунка, происходит серьезное снижение потенциального содержания конденсата на режимах № 4–5 вследствие высоких депрессий на пласт. На этих режимах произошло «обильное» выпадение конденсата. При этом история эксплуатации скважины сильно влияет на искомый параметр – газоконденсатную характеристику, особенно в низкопроницаемых коллекторах. В дальнейшем при исследовании на низких депрессиях, соответствующих рекомендуемым «Инструкцией…» [5], при возвращении системы в исходное состояние произойдет неравновесное фазовое поведение (испарение), но не всего выпавшего конденсата, а только его части. Это обусловлено влиянием пористой среды на фазовое поведение углеводородных смесей, которое проявляется как в действии капиллярных сил, так и сорбционных явлений [10].

430,0

щ Е420,0

• В. о410,0

to m р н400,0

щ4 В390,0

380,0 в в в 370,0 V to о м 360,0

0,0        10,0       20,0       30,0

Депрессия, %

Рис. 1. Зависимость потенциального содержания конденсата в пластовом газе от создаваемой депрессии на пласт.

Таблица 1

Результаты исследования скважины на газоконденсатность

№ режима	Диаметр штуцера, мм	Скорость потока у башмака НКТ, м/с	Депрессия, %	Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе, г/м3
1	4	1,0	6,8	422,3
2	5	0,5	10,3	402,9
3	6	1,0	15,5	425,6
4	9	2,0	25,9	367,3
5	10	2,2	27,7	370,2
6	4	0,5	6,2	392,9
7	6	0,8	14,2	391,8

В связи с изложенной выше проблемой для систем с содержанием С₅₊ свыше 350 г/м³ рекомендуется проводить промысловые исследования с давлением на забое скважины не ниже давления начала конденсации, а для систем с потенциалом С 5+ ниже 350 г/м³ возможно исследование на давлении ниже давления начала конденсации, так как потери конденсата незначительны и не сильно влияют на итоговый результат.