Способ установления оптимальных дебитов добывающей газоконденсатной скважины

 

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений и может быть использовано при установлении оптимальных дебитов на добывающей скважине. Вначале проводят гидродинамические исследования на различных установившихся режимах работы скважины. Определяют дебиты газа, конденсата и воды на сепарационной установке. Затем рассчитывают дебит смеси газа, конденсата и воды в рабочих условиях в середине подъемника. Строят линию потенциального дебита конденсата. Строят график зависимости дебита стабильного конденсата от дебита смеси газа, конденсата и воды. По точке излома кривой данной зависимости, лежащей на линии потенциального дебита, устанавливают величину оптимального дебита скважины. Использование способа продлит срок разработки залежи на энергосберегающем режиме, за счет чего будет получен дополнительный конденсат из залежи. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений и может быть использовано при установлении оптимальных дебитов на добывающих скважинах.

Известен способ установления режима работы скважин, при котором дебит определяют при условии ограничения забойного давления при добыче газа и конденсата давлением начала конденсации. Для этого на скважинах проводят гидродинамические исследования при различных установившихся притоках пластового флюида с одновременным измерением забойных давлений на каждом режиме исследования. По данным исследований выбирают граничное значение забойного давления равным давлению начала конденсации и устанавливают предельные значения дебитов газа и конденсата [Юфин П.А., Зайцев И.Ю., Щепкина Н.Е., Болотник Д.Н. Комплексный подход к задачам разработки нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. Газовая промышленность. 1997, N 7.- С.77] .

Недостатком известного способа является то, что при добыче пластового газа вследствие снижения давления в подъемнике выделяется ретроградный конденсат. В скважине увеличивается содержание легких компонентов газа и давление начала конденсации повышается. Это приводит к тому, что давление на забое скважины становится меньше нового (значения) давления начала конденсации. В этом случае требуется изменение режима работы скважины, при котором забойное давление должно быть не меньше давления начала конденсации, чтобы не допустить потерь конденсата.

Известен способ установления режима работы скважины, при котором ее дебит определяется из условия недопущения срыва ингибиторной пленки со стенок фонтанного подъемника восходящим потоком газа [Юфин П.А., Зайцев И.Ю.. Щепкина Н. Е., Болотник Д.Н. Комплексный подход к задачам разработки нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. " Газовая промышленность", 1997, N 7.-C. 77].

В известном способе, по данным гидродинамических исследований скважины устанавливают максимальные дебиты газа и максимальную скорость потока в подъемнике на его приустьевых участках, при условии, что скорость не должна превышать критическую, приводящую к срыву пленки ингибитора. Таким образом, на добывающих газоконденсатных скважинах устанавливают дебиты в интервале, определяемом граничными условиями их изменения, что не позволяет оптимизировать режим работы скважин при максимальном сохранении пластовой энергии.

Наиболее близким способом, принятым за прототип, является у способ установления оптимального дебита по точке излома кривой, представляющей зависимость ΔP²/Q = f(Q) [Гриценко А.И., Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Савченко В. В. , Панфилов М.Б., Гереш П.А., Жиденко Г.Г., Кабанов Н.И. Энергосберегающие технологии добычи природного газа и повышение углеводородоотдачи, " Гаэовая промышленность", Природный газ в странах СНГ и Восточной Европы. 1997, вып. 5. - С. 19-20]. Для построения кривой на скважине проводят гидродинамические исследования, определяют давления на устье и забое скважин, депрессию на пласт ΔP и дебит газа и конденсата. По результатам исследований скважины строят график зависимости ΔP²/Q = f(Q). После построения графика, на кривой по точке излома, определяют критический дебит газа, который соответствует оптимальному дебиту скважины. При этом дебите достигают максимального использования пластовой энергии, поэтому он был назван энергосберегающим или оптимальным.

Основным недостатком способа является то, что при разработке месторождения на режиме истощения величина депрессии на пласт ΔP изменяется и зависит от текущих пластовых и забойных давлений. Причем текущее пластовое давление неравномерно распределяется для сложнопостроенных залежей, имеющих высокую неоднородность коллекторов по пористости и проницаемости, что вносит дополнительные трудности в определении ΔP и, соответственно, в определении оптимального дебита.

Цель предлагаемого изобретения - установление оптимального дебита добывающей скважины, обеспечивающего эффективную технологию разработки газоконденсатного месторождения с максимально сберегающим использованием пластовой энергии и повышением компонентоотдачи пласта.

Для этого на скважине проводят гидродинамические исследования на различных установившихся режимах работы, определяют дебиты газа, конденсата и воды на сепарационной установке. Затем рассчитывают дебит смеси газа, конденсата и воды Q_смп в середине фонтанного подъемника в рабочих условиях и строят график зависимости дебита стабильного конденсата Q_кст от Q_смп, для каждого режима исследования. По точке излома кривой данной зависимости на графике устанавливают оптимальный дебит скважины (фиг.1).

Линия, от которой происходит отклонение дебитов стабильного конденсата, является линией потенциальных дебитов. Она имеет свой угол наклона для каждой скважины. В точке отклонения дебитов конденсата от этой линии происходят изменения условий выноса конденсата из скважины: дебит конденсата либо уменьшается, либо остается на том же уровне. Это можно объяснить тем, что вследствие снижения давления в подъемнике скорость восходящего в нем потока газожидкостной смеси становится недостаточной для выноса из него конденсата, образующегося во все больших и больших количествах при увеличивающемся отборе газа. При дальнейшем увеличении дебита газа вновь происходит увеличение выхода конденсата. Однако, увеличившийся выход конденсата уже никогда не достигает величины потенциального дебита, а оказывается значительно ниже его для любых значений дебитов газа. Поэтому дебит конденсата, определяемый по точке излома дебитов конденсата (фиг.1), лежащей на линии потенциальных дебитов, является оптимальным или энергосберегающим.

Пример.

На 3-х скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения были проведены гидродинамические исследования на установившихся режимах. На контрольном сепараторе были замерены дебиты газа, конденсата и воды с одновременным измерением давлений на устье и забое скважин. Затем были рассчитаны дебиты стабильного конденсата, дебиты смеси газа и жидкости в середине подъемника в рабочих условиях для каждого режима исследований. Данные замеров дебитов скважин и расчетные значения Q_смп представлены в таблице и в обработанном виде на фиг.2.

Для каждой скважины также были построены линии потенциальных дебитов 1, 2 и 3. Как видно на фиг.2, замеренные дебиты стабильного конденсата, примерно, до Q_смп = 1000 м³/сут лежат на линиях потенциального дебита. Последующие же Q_кст при увеличении Q_смп уже лежат ниже линий потенциальных дебитов и только с увеличением дебита смеси Q_смп > 1500 м³/сут они начинают увеличиваться. При этом можно отметить, что в диапазоне изменения Q_смп от 1000 до 1500 м³/сут дебиты стабильного конденсата остаются, примерно, на одном уровне. Следует также заметить, что как бы не увеличивали дальнейший отбор газа, дебиты конденсата не достигают уже своих потенциальных дебитов. Кроме того, при значениях Q_смп > 1500 м³/сут дебиты конденсата уменьшаются по сравнению с ростом дебитов смеси газа и конденсата. Таким образом, начиная от точек 4, 5 и 6 (точек излома дебитов конденсата), дальнейшее увеличение отбора газа не приводит к пропорциональному увеличению дебита конденсата, что свидетельствует о бесполезно расходуемой пластовой энергии. Поэтому дебиты конденсата, определенные в точках 4, 5 и 6, являются оптимальными, соответствующими пропорциональной зависимости выхода дебита конденсата от дебита смеси (газа и конденсата). Полученные значения оптимальных дебитов конденсата по трем скважинам АГКМ соответствуют дебитам газа, изменяющимся в пределах от 250 до 300 тыс.м³/сут. Фактические дебиты, которые установлены на этих скважинах известными способами, были в пределах от 300 до 450 тыс. м³/сут газа. Поэтому в целях сбережения пластовой энергии дебиты скважин были скорректированы, и скважины выведены на оптимальный режим работы. После проведения перечисленных технологических мероприятий были измерены дебиты конденсата, которые подтвердили, что они не изменились, несмотря на снижение отбора газа по скважинам до 250 - 300 тыс.м³/сут. Применение новой технологии привело к снижению депрессии на пласт в среднем на 10%, за счет чего отбор конденсата продолжался на данных скважинах при максимальном использовании пластовой энергии.

Таким образом, использование предлагаемого способа продлит срок разработки залежи на энергосберегающем режиме, за счет чего будет получен дополнительный конденсат из залежи.

Формула изобретения

1. Способ установления оптимальных дебитов добывающей газоконденсатной скважины, включающий проведение гидродинамических исследований на различных установившихся режимах работы скважины, определение дебитов газа, конденсата и воды на сепарационной установке, измерение давлений на забое и устье скважины, отличающийся тем, что рассчитывают дебиты смеси газа, конденсата и воды, строят линию потенциального дебита конденсата и график зависимости дебита стабильного конденсата от дебита смеси газа, конденсата, воды, при этом по точке излома кривой данной зависимости, лежащей на линии потенциального дебита, устанавливают величину оптимального дебита скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дебиты смеси газа, конденсата и воды рассчитывают для каждого режима исследования.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что дебиты смеси газа, конденсата и воды рассчитывают в середине фонтанного подъемника в рабочих условиях.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3