CC BY
7
UDC 608
Деряев Аннагулы Реджепович,
Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
г. Ашгабат, Туркменистан
ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Аннотация
Проведены результаты комплексных промысловых исследований газоконденсатных скважин и пластов проводились с целью установления газодинамических параметров пласта и скважины и изучения их газоконденсатных характеристик Корпеджинского месторождения. Основное внимание при исследовании скважины и пласта уделялось более точному определению начального значения пластового давления и количества конденсата, выделившегося из пластового газа. По результатам проведенных исследований выполнено обоснование выделения эксплуатационных объектов, системы их разбуривания с учетом необходимости осуществления одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в скважинах.
Ключевые слова
Залежь, пробная эксплуатация, режим фильтрации, устье скважины, сепаратор, башмак, конденсат.
Deryaev Annaguly Rejepovich
Scientific Research Institute of Natural Gas of the State Concern "Turkmengas",
Ashgabat, Turkmenistan
GAS-HYDRODYNAMIC AND THERMODYNAMIC STUDIES OF WELLS AND FORMATIONS FOR OF DUAL COMPLETION OF WELLS
Abstract
The results of complex field studies of gas condensate wells and reservoirs were carried out in order to establish the gas dynamic parameters of the reservoir and well and study their gas condensate characteristics of the Korpedzhe field. The main attention in the study of the well and the formation was paid to a more accurate determination of the initial value of the reservoir pressure and the amount of condensate released from the reservoir gas. Based on the results of the conducted research, the justification of the allocation of operational facilities, their drilling systems, taking into account the need for dual completion (DC) in wells, was carried out.
Keywords
Deposit, trial operation, filtration mode, wellhead, separator, shoe, condensate.
Глубокое поисково-разведочное бурение на структуре Корпедже было начато в 1979г. Добыча нефти на месторождении начата в 1995г.
Разработка нефтяных залежей месторождения осуществлялась в соответствии с проектом пробной эксплуатации (1988г) [1], прогнозные показатели которого в дальнейшем были скорректированы при составлении уточненного проекта пробной эксплуатации нефтяных скважин месторождения (1998г) [2].
Газоконденсатные залежи месторождения Корпедже эксплуатируются с 1985 г.
АКАДЕМИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО «НАУЧНАЯ АРТЕЛЬ»
Институтом «БалканНИПИнефть» в 1993-1994 гг. был произведен пересчет запасов нефти, газа и конденсата [3]. Результаты его были учтены в составленном в июне 1994 г. проекте опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) газоконденсатных залежей месторождения на период 1994-2000 гг. [4]. При этом за основу были приняты вновь подсчитанные запасы газа газоконденсатных горизонтов и участков месторождения.
В 2000 году выполнена "Технологическая схема опытно промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения Корпедже с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации газоконденсатных пластов" с проектными показателями, рассчитанными по 2010г. Технологическая схема принята протоколом от 08.08.2000 года на период по 2005г.
Отмечено, что за прошедший период опытно-промышленной эксплуатации процесс разработки газоконденсатных залежей месторождения Корпедже протекает без существенных отклонений от основных положений технической схемы, вследствие чего корректировка их в настоящее время не требуется. Решением проектные показатели технологической схемы приняты на период по 2010г., поэтому в тематический план научно исследовательских работ (НИР) на 2010-2011гг. включена работа по составлению проекта разработки месторождения Корпедже.
В ней на основе систематизации и обобщения имеющейся промысловой и экспериментальной информации выполнено обоснование выделения эксплуатационных объектов, системы их разбуривания с учетом необходимости осуществления одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в скважинах.
Уточнены параметры эксплуатации скважин и показатели разработки газоконденсатных залежей с учетом применения технологии ОРЭ двух пластов в одной скважине.
Выполнен прогноз показателей разработки по горизонтам и в целом по месторождению.
Комплексные промысловые исследования газоконденсатных скважин и пластов проводились с целью установления газодинамических параметров пласта и скважины и изучения их газоконденсатных характеристик.
Как правило, оба этих вида исследований проводились совместно, с помощью метода установившихся отборов, т.е. при установившихся режимах фильтрации продукции в призабойной зоне пласта [5].
Изменение режима фильтрации осуществлялось путем подбора диаметра штуцера на устье скважины.
Продолжительность работы газоконденсатных скважин на каждом режиме составляла от 5 до 24 часов. Замер на каждом режиме начинался после полной стабилизации устьевых давлений.
Сепарация продукции газоконденсатных скважин и определение газоконденсатной характеристики, т.е., выхода стабильного конденсата с 1м3 пластовой системы, производились с помощью горизонтального сепаратора ЦРС-100, с производительностью по газу до 1 млн.м3 /сут и по выходу конденсата до 250 см3/м3 и вертикального сепаратора жалюзийного типа ГЖ 64-800, с производительностью по газу до 800 тыс. м3 /сут, от передвижного блока ПБС, рабочее давление до 64 кгс/см2.
Замеры дебитов жидкости и конденсата осуществлялись с помощью вышеуказанных сепараторов и тарированной мерной емкостью.
Параметры для определения дебита газа произвели по расчетам, были получены с помощью 4-х или 2-х дюймовых диафрагменных измерителей критического течения газа (ДИКТ).
В нескольких скважинах дебит газа определялся с помощью расходомеров работниками РНУ (ремонтно-наладочное управление).
Пластовые и забойные давления и температуры измерялись глубинными манометрами типа
МГН 2-600 и 800, класса точности ±1% и максимальным термометром местной регистрации типа ТП-7.
Тарировка манометров производилась предприятием контрольно- измерительных приборов -РНУ, с периодичностью для глубинных и образцовых манометров 1 (один) раз в год.
Устьевые давления (Рбуф. и Рз.тр) регистрировались образцовыми манометрами типа МО на 250, 400 и 600 кгс/см2, класса точности ± 0,4% и ± 0,6%.
Газоконденсатные скважины и пласты исследовались, в основном, на 3-х, иногда 5-ти (1-2 режим обратный ход) стационарных режимах фильтрации смеси.
Основное внимание при исследовании скважины и пласта уделялось более точному определению начального значения пластового давления и количества конденсата, выделившегося из 1м3 пластового газа.
С целью исключения ошибок в определении выхода стабильного конденсата в промысловом сепараторе, обеспечивалась достаточная скорость потока газоконденсатной смеси на башмаке НКТ, исключающая накопление жидкости на забое скважины.
Сепарация газоконденсатной смеси осуществлялась при давлении 50 -70 кгс/см2, близком к давлению максимальной конденсации, что обеспечивало качественную сепарацию продукции скважины.
В целом, за периоды бурения и разработки газоконденсатных залежей нефтегазового и газоконденсатного месторождения, лабораторией промысловых исследований вышеприведенным методом было проведено 93 первичных (после бурения) и текущих (по контролю за разработкой) комплексных исследований в 92-х объектах 52-х скважин.
В 85-ти объектах этих же скважин было проведено 103 замера по определению текущих пластового и забойного давлений и температур, дебита газоконденсата (контрольные замеры).
Получены результаты комплексных исходных и текущих исследований контрольных замерев Рпл, Рзаб, Qг, Qк и некоторых расчетные параметры.
Результаты газогидродинамических исследований скважин и пластов конденсатных залежей обрабатывались по двучленной формуле.
РПЛ2 - Рза& = ^ + Ьдг2
где Рпл и Рзаб - соответственно, пластовое и забойное давления, кгс/см2; Qг - дебит газа сепарации, тыс.м3 /сут;
а и Ь - соответственно, коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины.
Список использованной литературы:
1. Сандахчиев И.С. Проект пробной эксплуатации нефтяных залежей месторождения Корпедже //Отчет// 21/88, ТуркменНИПИнефть. - Небит-Даг, 1988-С. 95.
2. Джапаров А. Уточненный проект пробной эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей месторождения Корпедже //Отчет// 10/95, БалканНИПИнефть. - Небитдаг, 1998 - С. 54.
3. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Корпедже по состоянию на 01.01.94г. Отчет по теме ДСП (Институт нефти и газа, научно-исследовательский и проектный филиал института нефти и газа). Руководитель Кузьмин А.А., Небитдаг,1994.
4. Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения Корпедже //Отчет// 93, НИПФИНГ. - Небит-Даг, 1994.
5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев Э.С. М., «Недра», 1980.
© Деряев А.Р., 2022
