Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (БНГКМ) введено в эксплуатацию в 2012 году, изначально эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин ведется под контролем современных автоматизированных систем управления за технологическими режимами эксплуатации скважин. Сегодня БНГКМ находится на этапе нарастающей добычи. В настоящий момент здесь введено в эксплуатацию 358 добывающих скважин с режимом постоянного оптимального дебита. Выбор режима неслучаен, его цель– обеспечить необходимый объем добычи газа.
Благодаря применению гидродинамических исследований легко определить оптимальный технологический режим работы газоконденсатных скважин[1,2]. Исследования проводятся на различных режимах с увеличением значений депрессий. Выбор технологическогорежима эксплуатации скважин также зависит от типа вскрываемой газовой и газоконденсатной залежи, начального пластового давления, температуры, состава пластового газа, прочности пород и других факторов[4].Газодинамические исследования проводились в эксплуатационных скважинах, в обсаженном стволе с открытым окончанием. При получении фонтанного притока пластового флюида проводилась отработка до достижения установившегося режима работы скважины и очистки забоя скважины от механических примесей и технической воды[3].
Скважины исследовались на 5-ти прямых и 2-х обратных режимах через штуцеры диаметром 12–19 мм. Продолжительность работ на режиме измерялась от 1 до 4 часов. Измерения давления и температуры на ДИКТе проводились с помощью автономного прибора РДА-И2 с разрешающей способностью 0,002%, на буфере, в затрубном и межколонном пространстве.
Анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе нарастающей добычи показал, что наблюдается очисткапризабойных зон скважин, загрязненных при вскрытии продуктивных отложений.
Результаты, полученные при исследовании скважины на газоконденсатность, приведены в таблице 1. По ним составляются графики зависимостей потенциала С5+ в добываемом газе от депрессии на пласт и углеводородных элементов извлекаемого газа (рисунок 1). Экстраполяция кривых до нулевой депрессии даст искомые величины потенциала С5+ в пластовом газе и состава пластового газа.
Таблица 1
Результаты исследований скважины на газоконденсатность пласт ТП7-11, скв. №5712
|
Диаметр штуцера, мм |
Депрессия на пласт, % |
Потенциал С5+, г/м3 |
Дебит газа, тыс.м3/сут |
Состав добываемого газа, мол.% |
|||||
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
С5+ |
||||
|
12,7 |
15,5 |
4,5 |
370 |
82,85 |
4,36 |
1,88 |
0,3 |
0,52 |
2 |
|
15,85 |
221 |
3,0 |
550 |
82,81 |
4,29 |
1,84 |
0,29 |
0,48 |
1,75 |
|
19,05 |
26 |
2,8 |
745 |
82,81 |
4,19 |
1,79 |
0,28 |
0,46 |
1,35 |
|
22,19 |
34 |
2,5 |
923 |
81,32 |
4,31 |
2,03 |
0,31 |
0,67 |
1,28 |
|
25,40 |
41 |
2,0 |
1098 |
79,68 |
4,47 |
2,23 |
0,33 |
0,85 |
1,34 |
|
22,19 |
34 |
2,5 |
926 |
81,32 |
4,31 |
2,03 |
0,31 |
0,67 |
1,28 |
|
19,05 |
26 |
2,8 |
746 |
82,81 |
4,19 |
1,79 |
0,28 |
0,46 |
1,35 |
Рис.1. График зависимости дебита газа отдепрессии на пласт ТП7-11.
В настоящий момент объектами эксплуатации являются пласты ТП1-6 и ТП7-11. Скважины эксплуатируются в режиме поддержания постоянного оптимального дебита.
Выбор данного технологического режима позволяет обеспечить постоянный уровень добычи, тем самым равномерно распределить проектную мощность установки комплексной подготовки газа на весь период разработки. В режиме поддержания постоянного оптимального дебита должна регулярно повышаться депрессия на пласт, так как снижается пластовое давление.
В дальнейшем необходимо отказаться от данного технологического режима, так как эксплуатация приведет к нарушению коллекторских свойств пласта[5]. В основном рекомендуется эксплуатировать скважины в режиме постоянной максимальнодопустимой депрессии.
Как и следовало ожидать, данный режим характеризуется падением забойного давления и дебита газоконденсатной скважины. Однако в критической точке происходит перелом кривой дебитов нестабильного конденсата, характеризующих зависимость добываемой конденсатной продукции от давления в стволе скважины. Забойное давление становится меньше давления насыщения, конденсат выпадает и остается на забое скважины.
В данной работе рекомендуем перевести фонд газоконденсатных скважин, вскрывших пласт ТП7-11 с высоким содержанием конденсатана, в режим постоянного забойного давления. В настоящий момент 34 скважины Бованенковского НГКМ разрабатывают пласт ТП7-11. Общая добыча конденсата составляет 102 тонны продукции в сутки. Режим позволяет увеличить общий показатель добычи газоконденсата в период нарастающей добычи:
(1)
(2)
где: а и в – коэффициенты фильтрационного сопротивления, атм2/(тыс.м3/сут.) и атм2/(т.м3/сут.)2; Рпли Рз - пластовое и забойное давление, МПа; Q – дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.
Рис.2 .Индикаторная кривая для газоконденсатной скважины
Зависимость дебита от забойного давления приведена на рисунке 2. На индикаторной кривой можно выделить два участка: пологий соответствует однофазной фильтрации в пласте, второй – крутой соответствует выпадению конденсата в пласте. Выпадение конденсата в призабойной зоне пласта резко ухудшает продуктивность скважины.
Выводы
1. Выбор данного режима позволяет увеличить общий коэффициент извлечения конденсата (КИК) в период нарастающей добычи за счет поддержания забойного давления. Благодаря построению индикаторной кривой можно определять давления начала конденсации по результатам исследования скважин.
2. Результаты расчета накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости показали, что дальнейшая разработка пласта ТП7-11 Бованенковского НГКМ на режиме постоянного забойного давленияэффективна, так как увеличивается объем извлекаемого конденсата.
Рецензенты:Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень;
Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень.