СПОСОБ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ ПОСТОЯННОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ИССЛЕДУЕМОГО ГАЗА В СЕПАРАТОРЕ Российский патент 2023 года по МПК G01N25/46 

Изобретение относится к области проведения промысловых газоконденсатных исследований скважин с внесением дополнений в уже существующую методику. Указанные дополнения предназначены для преодоления негативных влияний на результаты исследований аномальных термобарических параметров пластовых систем и предельно холодных климатических условий. Благодаря внедрению данного технологического дополнения достигается более точное определение состава природного газа и потенциального содержания конденсата в пластовом газе.

Известно, что правильное определение состава газа и содержания конденсата является надежной основой для достоверного подсчета запасов углеводородных ресурсов и позволяет принимать обоснованный проект разработки месторождений с оптимальным выбором применяемого оборудования и с наименьшими затратами.

Практически все месторождения природного газа имеют очень сложный его химический состав с наличием тяжелых компонентов, которые при разработке переходят в жидкую фазу, то есть газовый конденсат. Эти обстоятельства требуют проведения серьезных физико-химических и аналитических исследований газов.

Основной метод и рекомендации по газоконденсатным исследованиям скважин базируются на Инструкции по исследованию скважин (Инструкции по исследованию скважин - Р Газпром 086 - 2010, утверждена распоряжением ОАО «Газпром» от 05 августа 2010 года №229). Также может использоваться ее первоначальный аналог - Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Редакция Г.А.Зотова, З.С.Алиева, М., «Недра», 1980). Методическая основа указанных Инструкций разработана институтом ВНИИГаз и в сокращенном виде определяется как Методика ВНИИГаза. Основными позициями приведенных инструкций является исследование скважин на установившихся режимах фильтрации или метод установившихся проб, который определяет комплекс газодинамических исследований (ГДИ). Второй основной позицией инструкций ВНИИГаза является Методика газоконденсатных исследований (ГКИ), которая предусматривает исследование скважины с использованием сепаратора на установившемся режиме при достижении условий равномерного выноса всей продукции, что должно обеспечивать, при неизменном химическом составе газовой смеси, количественное равенство всех компонентов газового потока от пластового состояния до разделения в сепараторе. Для достижения указанных условий необходимо соблюдение нескольких газодинамических ограничений. Например, минимальная скорость газа в стволе скважины должна быть не менее 4 м/сек., относительная депрессия на пласт не должна превышать 10%, давление в сепараторе должно обеспечивать максимальную конденсацию С₅+в и равняться 4-6 МПа. Соблюдение вышеприведенных основных условий полнопоточного режима исследования обеспечивают, при динамическом равенстве движущегося потока, необходимое количественное равенство полного химического состава газа.

Указанному способу отбора представительных проб газоконденсатной скважины путем достижения динамического и химического равенства системы альтернативы практически не существует. Отборы указанных проб при статическом состоянии скважины (неподвижный столб газа) или при отборе на исследования ограничены малой частью газового потока, могут давать только приблизительные результаты, а некоторые удачные варианты таких исследований, как правило, имеют только случайный характер. Но, кроме того, результаты таких исследований при защите балансовых запасов газа и конденсата в ГКЗ не рассматриваются. Недостатками же основного метода проведения газоконденсатных исследований скважин по Методике ВНИИГаза могут являться только внешние причины или аномальные динамические и термобарические исходные условия.

Многие газовые и газоконденсатные месторождения, особенно Сибири и районов, приближенных к условиям Крайнего Севера, выделяются аномально низкими пластовыми температурами. Например, месторождения Западной Якутии, которые относятся к структурам Непско-Ботуобинской антеклизы, имеют пластовую температуру 10 - 12°С. Это приводит к тому, что при проведении ГКИ температура сепарации газа понижается до запредельных значений, -30 - -35°С и ниже. При работе сепаратора в таких условиях может происходить частичный унос конденсата в газе сепарации. Но, в тоже время, при обработке проб насыщенного конденсата, отобранного в приведенных условиях, возможно завышение содержания конденсата (С₅+в) по причине чрезмерного насыщения последнего промежуточными компонентами этана, пропана и бутанов, которые затем трудно отделяются от С₅+в, и притом не полностью (табл.1).

Но, кроме того, большинство газоконденсатных месторождений Сибири, и особенно Восточной Сибири, расположены в труднодоступных районах, где обустройство подьездных дорог не закончено или полностью отсутствует. В данном случае исследование скважин возможно только в зимний период, когда дороги надежно промерзают. Но при этом температура окружающей среды имеет очень низкие значения, что приводит к переохлаждению наземного оборудования скважин, в том числе и исследовательских сепараторов. И мы снова можем получить ситуацию с чрезмерным понижением температуры сепарации газа. Для предотвращения отмеченных негативных последствий необходимо принимать меры, что уже неоднократно предлагалось, и требуется заключениями экспертизы и комиссии по подсчету запасов газа (ГКЗ). Однако Методика проведения ГКИ, которая определяется Инструкцией по исследованию скважин - Р Газпром 086 - 2010, конкретно не предусматривает решение обозначенной нами проблемы. Основные позиции указанной инструкции ограничиваются пунктуальным требованием выполнения методических положений, а также констатацией соотношений и пределов фракций, составляющих потенциальное содержание С₅+в в пластовом газе. Изложение вышеописанной ситуации предлагается авторами в качестве практического обоснования предлагаемого изобретения в виде методического дополнения.

Изобретение, представленное в настоящем изложении как технологическое дополнение в виде отдельного способа, отличается от стандартных инструкций тем, что авторы предлагают внедрение технологии, позволяющего, независимо от пластовых параметров газа, или от температуры окружающей среды, устанавливать при проведении газоконденсатных исследований необходимую температуру газа в сепараторе. Предлагаемое дополнение предусматривает внедрение способа, который позволяет, путем устройства системы подогрева газа, устанавливать необходимый режим работы блока сепарации в соответствии с требованиями основной методики проведения исследований.

Таким образом, изобретение дает возможность проведения газоконденсатных исследований скважин в любое время года и при любых погодных условиях, так как применяется методика надежного и независимого управления процессом сепарации. При отсутствии такой возможности время проведения исследований скважин на газоконденсатность почти всегда ограничивается небольшими периодами ранней весны, до наступления распутицы и летнего бездорожья, и условий ранней осени, до наступления сильных похолоданий, усложняющих работу приборов и оборудования.

Вышеизложенные явления можно легко продемонстрировать на результатах промысловых ГКИ, проведенных на месторождениях Западной Якутии. В таблице 1 представлена некоторая часть исследований, где в полной мере наблюдаются отмеченные негативные явления. Здесь можно видеть чрезмерно низкие температуры газа на устье скважин и исследовательском сепараторе, а также значительное занижение содержания стабильного конденсата вследствие уноса жидкой фазы в газе сепарации (содержание С₅+в в газе сепарации). Методика ВНИИГаза ограничивает этот показатель до 5-6 г/м³. Очевидно, что по этой причине происходит завышение содержания С₅+в в пластовом газе. Отмеченные методические отклонения и их последствия наблюдаются по большинству газоконденсатных исследований скважин данного региона и других формаций.

Таблица 1
Результаты исследования скважин №№ скважин.
Время исследования. Горизонт,
интервал
перфорации,
м Температура °С Выход сырого
конденсата
(КГФ), см³/м³ Содержание
стабильного
конденсата, г/м³ Содержание С₅+в
в газе сепарации,
г/м³ Полученное
потенциальное
содержание С₅+в,
г/м³ Принятое ГКЗ
содержание С₅+в,
г/м³ , Пластовая Устья
скважины Сепарации Среднеботуобинское месторождение 160
1991 г. Талахский,
1861 - 1899 +10,0 -7,0 -24,0 54,00 15,84 15,17 31,88 21,50 Таас-Юряхское месторождение 564
1985 г. Ботуобинский,
1928 - 1960 +10,5 -4,0 -28,0 46,40 13,66 23,71 38,12 21,00 Верхне-Вилючанское месторождение 678
1986 г. Юряхский,
1669 - 1682 + 6,5 - 8,0 - 24,0 55,30 18,53 18,09 38,27 20,00

Описание способа реализации изобретения

Техническая задача использования представленного изобретения заключается в применении простого аппарата, не требующего дополнительных финансовых и материальных затрат, который позволяет достаточно надежным способом предотвратить проявления вышеуказанных негативных тенденций и обеспечивает более высокую точность проводимых газоконденсатных исследований.

Указанную задачу решает предложенное конструктивное решение (фиг.1) подогрева газового потока 1 из скважины 6 на входе в промысловый исследовательский сепаратор 2 с использованием водяного пара 5 в качестве теплоносителя, проходящий через теплообменник типа «труба в трубе» 3, где в качестве внешней оболочки затрубного пространства применяются тонкостенные трубы диаметром 159х4,0 или 219х5,0 мм, которые насаживаются на линию входа газа в газосепаратор 4. Для облегчения монтажа данной конструкции допускается сборка укороченных секций теплообменника 3, общая длина которого на практике может составлять 10-12 метров. При сборке секций теплообменника 3 возможно применение любых уплотняющих или изоляционных материалов. В каждом конкретном случае осуществляется выбор варианта комплектации и фиксации деталей теплообменника на линии входа газа в сепаратор 4 при соблюдении Правил ТБ и ПБ в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных Госгортехнадзором России от 12.03.2013 года. Учитывая незначительное давление пара в теплообменнике 3 в качестве его внешней оболочки допускается применение неметаллических конструкций и дополнительных устройств произвольного типа.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема обвязки исследовательского оборудования для проведения промысловых исследований с применением подогрева исходного пластового газа на входе в промысловый блок сепарации газа.

Эффективность применения вышеописанного метода для повышения температуры газа в сепараторе при проведении ГКИ очевидна по их результатам. Это можно наглядно и детально представить на конкретных примерах по материалам исследования скважин Среднетюнгского и Отраднинского ГКМ. Для этой цели специально выбраны результаты исследований последнего времени, которые проводились на указанных месторождениях. Эти материалы представлены в таблице 2.

Таблица 2
Влияние подогрева пластового газа на результаты исследования №№ скважин.
Время исследования. Горизонт,
интервал
перфорации,
м Температура °С Выход сырого конденсата (КГФ), см³/м³ Содержание
стабильного
конденсата, г/м³ Содержание С₅+в
в газе сепарации,
г/м³ Полученное потенциальное
содержание С₅+в,
г/м³ Содержание С₅+в.
Результаты прежних
исследований, г/м³ Пластовая Устья
скважины Сепарации Среднетюнгское ГКМ. Режим исследования с подогрева входного газа. 226
2014 г. Т₁ - А,
2664 - 2672 +59,3 +19,5 -14,0 110,3 54,91 4,98 61,62 61,73 Отраднинское ГКМ. Режим исследования с подогревом входного газа. 314-3
2017 г. Vtlg,
2536 - 2556 +14,4 -1,0 - 10,0 54,70 20,70 3,75 27,00 28,20

Таблица 2 представляет результаты газоконденсатных исследований скважин Среднетюнгского и Отраднинского ГКМ, расположенных в различных районах Республики Саха (Якутия). Исследование скважины №226 Среднетюнгского ГКМ и скважины №314-3 Отраднинского ГКМ проводилось с применением методики подогрева исходного газа на входе в сепаратор. Окончательные результаты этих исследований показали сопоставимое содержание конденсата (С₅+в) с результатами аналогичных прежних исследований. По скважине №226 содержание 61,62 г/м³ близко соответствует 61,73 г/м³ ранее проведенной работы. По скважине №314-3 также получены довольно сопоставимые результаты содержания С₅+в, 27,0 г/м3 против значения 28,20 г/м³. Данная таблица наглядно показывает эффективность применения теплообменника для подогрева газа даже при ограниченном использовании его длины и температуры теплоносителя. Тем самым подтверждается возможность установления необходимых параметров для сепарации пластов газа с целью достижения максимального выхода стабильного конденсата при его неизменной плотности. Именно эти показатели являются главным условием достоверности газоконденсатных исследований.

Изобретение относится к области газоконденсатных исследований скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми температурами. Согласно заявленному решению при постоянной температуре газа или ее заданных температурных пределах в газосепараторе достигается устойчивое и полное разделение исходной газовой смеси при более стабильном соотношения фаз (газ - конденсат). Для этого осуществляется подогрев исходного газового потока на входе в сепаратор при помощи обустройства теплообменника. В качестве теплоносителя используется водяной пар от мобильных передвижных установок ППУ-3М, который подается в затрубное пространство теплообменника. Подогрев газа для поддержания его заданной температуры производится во время работы скважины на контрольном режиме исследования для замера всех технологических параметров и отбора проб отсепарированного газа и насыщенного конденсата. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности конечных результатов исследований. 2 табл., 1 ил.

Способ газоконденсатных исследований скважин при постоянной температуре исследуемого газа в сепараторе, причем температура исследуемого газа в сепараторе устанавливается и стабилизируется независимо от значений исходных параметров пластового газа и внешних климатических условий путем осуществления подогрева всего потока поступающего газа на входе в сепаратор при помощи внешнего секционного теплообменника, выполненного по типу «труба в трубе», где в качестве внешней оболочки затрубного пространства применяются тонкостенные трубы диаметром 159х4,0 или 219х5,0 мм, которые насаживаются на линию входа газа в газосепаратор, причем общая длина теплообменника составляет не более 12 метров, а в качестве теплоносителя используется водяной пар, обеспечивающий постоянное значение температуры исследуемого газа в сепараторе.