СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к способам эксплуатации газоконденсатных скважин и может быть использовано в газовой промышленности.

Широко известны способы эксплуатации газоконденсатных скважин при проведении исследований на газоконденсатность [1, 2]. Эти способы требуют больших затрат времени (эксплуатация скважины на нескольких режимах), применения сложного лабораторного оборудования и не позволяют получать достоверных данных при исследовании средне- и низкодебитных скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ эксплуатации скважины, включающий пуск скважины в работу до стабилизации устьевых давлений и температуры, конденсатогазового фактора (КГФ) и плотности стабильного конденсата при периодических замерах и дальнейшее проведение исследований на газоконденсатность [3].

При этом требования относительно депрессии на пласт и скорости газа выполнимы лишь для высокопродуктивных залежей (дебит 300 тыс. м³/сут и более).

Для низко- и среднедебитных залежей (дебиты 30-300 тыс. м³/сут.) эти требования взаимоисключаются. Кроме того, стабильность КГФ, плотности и фракционного состава конденсата на одном режиме в течение 1-2 суток, при депрессии на пласт 15-20% от пластового давления не гарантирует получения представительной пробы пластовой смеси из-за потерь части конденсата в прискважинной зоне пласта.

Техническим результатом изобретения является сокращение потерь конденсата в прискважинной зоне пласта путем уменьшения депресссия на пласт.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации газоконденсатной скважины, включающем пуск скважины в работу до стабилизации устьевых давлений и температуры, конденсатогазового фактора и плотности стабильного конденсата при периодических замерах и дальнейшее проведение исследований на газоконденсатность, при дебитах 30-300 тыс. м³/сут. скважину перед проведением исследований останавливают для восстановления устьевых давлений и температуры до статических давлений, а пускают ее в работу при минимальной депрессии на пласт и максимальных устьевых давлениях, определяют коэффициент поверхностного натяжения газоконденсата, по которому определяют критический размер капли газоконденсата, при превышении которого капля дробится, и рассчитывают критическую скорость газового потока, обеспечивающую вынос капли критического размера, при этом эксплуатацию скважины производят при устьевых давления, температуре и расходной скорости выше критической, обеспечивающих существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе.

Сущность способа заключается в следующем. После освоения скважины, что, как обычно, определяется по отсутствию технической воды в получаемой продукции, скважину останавливают для восстановления устьевых давлений и температур до статических значений. После этого скважину пускают в работу на штуцере, обеспечивающим минимальную депрессию на пласт и соответственно максимальные устьевые давления. Для этих давлений рассчитывается коэффициент поверхностного натяжения конденсата исследуемой газоконденсатной системы. Затем с учетом того, что по мере движения газового потока от забоя к устью скважины происходит конденсация углеводородной жидкости в виде капель, размер которых зависит, главным образом, от сил поверхностного натяжения, плотностей жидкой и газовой фаз, а также от скорости потока и диаметра трубы, определяют критический радиус капли конденсата, при превышении которого капля будет дробиться. Затем рассчитывают критическую скорость газового потока, т. е. скорость, обеспечивающую вынос капли конденсата критического размера. Если расходная скорость потока на устье скважины выше критической, то, следовательно, поверхностное натяжение конденсата при устьевых давлении и температуре обеспечивает существование в газовом потоке очень мелкой дисперсной жидкой фазы (практически "газоконденсатного тумана"), при котором имеет место установившийся вынос конденсата из скважины на поверхность.

Если же на заданном режиме расходная скорость потока ниже критической, то режим работы скважины подбирают (путем смены устьевых штуцеров) таким образом, чтобы при минимально возможном коэффициенте поверхностного натяжения расходная скорость потока была выше критической.

Пример 1.

Скважина Р-6 Коржевского месторождения (объединение Черниговнефтегазгеология) вскрыла пласт В-26. Данные о конструкции скважины, параметрах пластов и пластовых газоконденсатных систем приведены в табл. 1.

После освоения и очистки от технической воды скважина была пущена в работу на режиме штуцера 8 мм с дебитом 146 тыс. м³/сут. После 24 ч работы и проведения исследований на газоконденсатность скважину остановили для восстановления устьевых давлений и температуры до статических значений. После 24 ч остановки скважина была пущена в работу по НКТ на режиме штуцера 3 мм с дебитом 36,41 тыс. м³/сут.

Коэффициент поверхностного натяжения конденсата S_k исследуемой газоконденсатной системы при устьевом давлении 30,54 МПа и температуре 284 K рассчитывался по известному составу газа и конденсата по соотношению Маклеода-Сагдена (4):

где
П_i - константа, названная Сагденом парахором, определяется по известным составам жидкой и газовой фаз;
x_i, y_i молярные доли компонентов соответственно в жидкой и газовых фазах;
p_kp_r - плотности жидкой и газовой фаз, моль/см³.

По результатам расчетов коэффициент поверхностного натяжения исследуемого конденсата при вышеуказанных устьевых давления и температуре равен 0,0003 Н/м. Критический радиус капли R_kp конденсата, при превышении которого капля будет дробиться, рассчитывался по формуле, приведенной в (5):

где
d - диаметр трубы;
W - расходная скорость потока.

Рассчитанный по формуле (2) критический радиус капли конденсата на устье скважины на заданном режиме равен 0,7 мм.

Скорость потока W_kp, обеспечивающая вынос капли критического размера, рассчитанная по приведенной ниже формуле (3) равна 0,06 м/с:

где
g - ускорения силы тяжести, 9,81 м/с;
C_x - аэродинамический коэффициент, для недеформированной капли равен 0,44.

Расходная скорость потока на устье скважины на этом режиме равна 0,59 м/с, что практически на порядок больше скорости потока, необходимой для выноса капли конденсата критического размера.

Таким образом, установлено, что при эксплуатации скважины по НКТ на режиме штуцера 3 мм с дебитом газоконденсатной смеси 36,41 тыс. м³/сут., при заданных устьевых давлении и температуре коэффициент поверхностного натяжения обеспечивал существование в газовом потоке очень мелкой дисперсной жидкой фазы (практически "газоконденсатного тумана"), при котором имеет место установившийся вынос конденсата из скважины на поверхность при минимальных дебитах и соответственно минимальных депрессиях на пласт.

После работы скважины на режиме штуцера 3 мм по НКТ в течение 30 ч скважина была переведена в работу на этом же штуцере по затрубному пространству. Коэффициент поверхностного натяжения при этих устьевых условиях, рассчитанный по формуле (1), равен также 0,0003 н/м. Критический радиус капли конденсата, рассчитанный по формуле (2), равен 0,22 мм. Критическая скорость, обеспечивающая вынос капли конденсата расчетного радиуса, равна 0,11 м/с. Расходная скорость восходящего потока равна 0,145 м/с, что превышает критическую.

Таким образом, мы показали, что при эксплуатации скважины на режиме штуцера 3 мм, по затрубному пространству с дебитом 37,13 тыс. м³/сут при устьевых давлении и температуре, коэффициент поверхностного натяжения также обеспечивал существование в газовом потоке очень мелкой дисперсной жидкой фазы, при котором скорость потока 0,145 м/с обеспечивала вынос конденсата из скважины на поверхность. Результаты промысловых исследований и расчетов по скважине 6 Коржевского месторождения приведены в табл. 2, а результаты лабораторных анализов в табл. 3.

Из табл. 2 видно, что по результатам расчетов на всех режимах эксплуатации скважины 6 Коржевского месторождения критическая скорость выноса капли конденсата гораздо меньше скоростей потока как на устье, так и на забое, т. е. обеспечивался установившийся вынос конденсата из скважины на поверхность.

Теперь сравним физико-химические свойства конденсата, отобранного при различных режимах эксплуатации скважины (табл. 3). Самые высокие значения потенциального содержания конденсата, его плотности и молекулярной массы получены на режимах 2, 3, 4 (штуцера 3 и 4 мм) при минимальных депрессиях на пласт и соответственно минимальных дебитах. Увеличение депрессии привело к уменьшению потенциального содержания конденсата, а также его плотности и молекулярной массы (режимы 1, 5, 6, 7). Фракционный состав конденсата практически одинаков до температуры выкипания 50%. Температура выкипания 80% конденсата, отобранного при работе скважины с минимальными депрессиями (режимы 2, 3 и 4) выше, чем на остальных. Очевидно, что на режимах 1, 5, 6, 7 наиболее тяжелые фракции конденсата оставались в пласте. Исследования данной газоконденсатной смеси на установке PVT было установлено, что давление начала конденсации равно 40,51 МПа, а пластовое давление 47,58 МПа. Следовательно, на режимах 2, 3 и 4 забойные давления были ниже давления начала конденсации, что и обусловило потери конденсата в прискважинной зоне пласта. Таким образом, из анализа результатов исследований скв. 6 Коржевского месторождения следует, что достоверные данные получены при эксплуатации скважины на режимах 2, 3 и 4 при минмальных депрессиях на пласт.

Пример 2.

Рассмотрим теперь результаты промысловых исследований малодебитных скважин Р-778 и Р-800, вскрывших ачимовские отложения Уренгойского ГКМ. Данные о скважинах и пластовых условиях приведены в табл. 1, результаты промысловых исследований и расчетов сведены в табл. 2, а результаты лабораторных анализов приведены в табл. 3.

Из табл. 1 видно, что давление начала конденсации для исследуемых газоконденсатных систем существенно ниже пластового.

Скважина 778 эксплуатировалась сначала на штуцере 8 мм, а затем была закрыта на три недели для восстановления забойных и устьевых давлений и температур. После чего скважина эксплуатировалась на режимах штуцеров 2, 3, 4 и 5 мм. Из таблицы 2 видим, что по результатам расчетов на всех режимах критическая скорость была меньше расходной скорости газового потока на устье скважины, т.е. обеспечивались условия выноса капли конденсата критического радиуса на поверхность.

При сравнении данных лабораторных анализов (см. табл. 3) видим, что самые высокие значения потенциального содержания конденсата в пластовом газе, его плотности и молекулярной массы, получены при эксплуатации скважины на штуцере 2 мм. На этом режиме забойное давление было выше давления начала конденсации исследуемой газоконденсатной системы, т.е. из пласта в скважину поступал газ в однофазном состоянии (см. табл. 2). На остальных режимах эксплуатации скважины наблюдается существенное снижение потенциального содержания конденсата в пластовом газе, его плотности и молекулярной массы. Заметно облегчен и фракционный состав конденсата на режимах штуцеров 3, 4, 5 и 8 мм при сравнении с фракционным составом конденсата, отобранным при эксплуатации скважины на режиме штуцера 2 мм. Таким образом, устьевые давление и температура на режиме штуцера 2 мм обеспечивали минимальный коэффициент поверхностного натяжения, который, в свою очередь, обеспечивал существование в газовом потоке жидкой дисперсной фазы практически во взвешенном состоянии, что и определило режим установившегося выноса конденсата на поверхность при минимальных дебитах и соответственно минимальных депрессиях на пласт.

Результаты исследований малодебитной скважины Р-800 (см. табл. 1, 2, 3) подтверждают установленные закономерности. При эксплуатации скважины на режиме штуцера 3 мм при минимальной депрессии на пласт получены представительные данные при исследованиях на газоконденсатность (см. табл. 2, 3).

Использование данного способа при эксплуатации скважин, вскрывших газоконденсатные залежи с давлением начала конденсации, существенно ниже пластового давления. Это позволяет в течение длительного времени эксплуатации избежать потерь конденсата в пласте.

Источник информации
1. Великовский А. С., Юшкин В.В. Газоконденсатные месторождения. - М.: ГОСИНТИ, 1959 - III с.

2. Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении: обзор Басниев К.С., Шаталов А.Т., Ширковский А.И. и др. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980, вып. 3, с. 43. Серия "Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений".

3. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Под ред. Зотова Г. А. , Алиева З. С. - М. Недра: 1980, с. 300 (прототип).

4. Рид. Р. , Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. - Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1982, 591 с.

5. Гусейнов Ч.С., Асутурян А.Ш. Определение модального размера капель в двухфазном турбулентном потоке. Прикладная химия, 1977, т. 50, вып. 4, с. 848-858.

6. Альтшуль А.Д., Животовский Л.С., Иванов Л.П. Гидравлика и аэродинамика. - М.: 1987. с. 408.

Использование: при эксплуатации газоконденсатных скважин газовой промышленности. Обеспечивает сокращение потерь конденсата в прискважинной зоне пласта путем уменьшения депрессии на пласт. Сущность изобретения: скважину пускают в работу до стабилизации устьевых давлений и температуры, конденсатогазового фактора и плотности стабильного конденсата при периодических замерах и проведение исследований на газоконденсатность. При дебитах 30-300 тыс.м³/сут скважину перед проведением исследований останавливают для восстановления устьевых давлений и температур до статических давлений, пускают скважину в работу при максимальной депрессии на пласт и максимальных устьевых давлениях, определяют коэффициент поверхностного натяжения газоконденсата, по нему определяют критический размер капли газоконденсата и при его превышении капля дробится, рассчитывают критическую скорость газового потока. Эксплуатацию скважины производят при устьевых давлении, температуре и расходной скорости выше критической. Это обеспечивает существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе. 3 табл.

Способ эксплуатации газоконденсатной скважины, включающий пуск скважины в работу до стабилизации устьевых давлений и температуры, конденсатогазового фактора и плотности стабильного конденсата при периодических замерах и дальнейшее проведение исследований на газоконденсатность, отличающийся тем, что при дебитах 30-300 тыс. м³/сут. скважину перед проведением исследований останавливают для восстановления устьевых давлений и температуры до статических значений, а пускают ее в работу при минимальной депрессии на пласт и максимальных устьевых давлениях, определяют коэффициент поверхностного натяжения газоконденсата, по которому определяют критический размер капли газоконденсата, при превышении которого капля дробится, и рассчитывают критическую скорость газового потока, обеспечивающую вынос капли критического размера, при этом эксплуатацию скважины производят при устьевых давления, температуре и расходной скорости выше критической, обеспечивающих существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе.