Результаты исследований газоконденсатной характеристики залежи

В период геолого-разведочных работ на месторождении проводятся промысловые исследования для изучения газоконденсатной характеристики методом одноступенчатого разделения фаз для определения параметров и показателей, являющихся исходными данными для подсчёта запасов газа и конденсата, а также для проектирования разработки месторождений углеводородного сырья. Так до начала опытно-промышленной эксплуатации залежи изучается компонентный состав пластвой смеси. Первоначально исследуются все разведочные и вышедшие из бурения скважины, позволяющие оценить характер изменения газоконденсатной характеристики пласта по площади и разрезу [1, 2].

На основании полученных данных делают вывод о наличии конденсационной воды и «подсти- лающей» нефтяной оторочки. В дальнейшем на стадии опытно-промышленной эксплуатации текущие исследования проводятся для уточнения запасов углеводородов и пластовых потерь конденсата в залежи. Полученные данные используются при обосновании режима сепарации с текущим составом газоконденсатной смеси [3, 4].

Результаты исследования скважин позволяют получить комплекс информации (газоконденсатная характеристика залежи), включающий в себя:

• -    изотермы сепарации пластового газа в интервале температур сепарации и давления сепарации;

• -    начальный компонентный состав газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода в эксплуатацию месторождения;

• -    изотерму конденсации при пластовой температуре;

• -    физико-химические свойства газа и конденсата, отобранных сепарационных проб.

Газоконденсатная характеристика нужна в следующих случаях:

• -    для обоснования режима сепарации;

• -    при подготовке исходных данных для подсчета запасов конденсата и компонентов, которые представляют газоконденсатную смесь;

• -    при проектировании системы разработки и обустройства месторождений углеводородного сырья;

• -    для обоснования способа разработки месторождения на режиме истощения или с поддержанием пластового давления.

При проведении на месторождении геологопромысловых работ для изучения газоконденсатной характеристики выбирается скважина, которая охватывает все залежи, содержащие основные запасы конденсата. Она должна удовлетворять следующим требованиям:

• -    эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом газа (скорость движения газа на башмаке фонтанных труб 4,0 м/с), обеспечивающим вынос из ствола скважины образовавшегося капельной жидкости;

• -    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 поток флюида на устье постоянны и не изменяются содержание конденсата в пластовом газе при его периодических измерениях.

Пластовый газ ачимовской толщи Уренгойского месторождения характеризуется высоким начальным содержанием конденсата, достигающим значений 300-400 г/м³ и более. Достоверность определения содержания конденсата в газе, его физикохимических свойств, влияет на величину начальных и извлекаемых запасов конденсата. В пределах Самбургского лицензионного участка на пластах Ач 3 , Ач 4 , Ач 5 ¹, Ач 5 ^2-3 и Ач 6 ^0-2 выполнено более 100

газоконденсатных исследований скважин. В этот период промысловых исследований были привлечены сервисные компании, использующие различное промысловое оборудование:

• -    ПКДС (передвижной комплекс для исследования скважин, ООО «МНП «Геодата»),

• -    многофазный расходомер «PhaseTester Vx*» (компания Schlumberger),

• -    ПКИОС (передвижной комплекс исследования и освоения скважин, «Исследовательский Центр ООО «ГазИнформПласт», г Томск).

Результаты газоконденсатных исследований скважин показали значительное изменение дебитов газа и конденсата, обусловленное конструкцией забоя скважин, скважинного и сепарационного оборудования [5]. Основные критерии оценки кондиционности исследований установлены инструкцией – ОАО «Газпром». Потенциальное содержание конденсата в кондиционной области варьирует от 283,3 г/м³ (пласт Ач 3 ) до 430,1 г/м³ (пласты Ач 4 , Ач 5 ^2-3) г/м³. Учитывая, что исследовано нескольких пластов одновременно, отнесение результатов к конкретной залежи затруднено. Отмечается более высокое содержание тяжелых углеводородов в кондиционных составах газа пластов Ач₃, Ач₄, Ач₅^2-3 из скважин после проведения ГРП, что связано изменениями свойств коллектора.

Так, результаты исследований можно характеризовать кондиционными так как при проведении промысловых исследований применялся промысловый сепараторов ПКДС. Данный сепаратор обладает высокой пропускной способностью, позволяющей получить скорость потока пластовой смеси при относительно низкой  пластовой депрессии.