АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА СКВАЖИНЕ № 12 МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЕНГИЗКУЛЬ

АННОТАЦИЯ

В данной научной статье представлены результаты газогидродинамических и газоконденсатных исследований, проведённых на скважине №12 месторождения Денгизкуль, относящегося к Мубарекскому управлению по добыче нефти и газа Республики Узбекистан. С целью определения продуктивных характеристик скважины в полевых и лабораторных условиях были изучены компонентные составы добываемого газа и конденсата. Лабораторные исследования выполнены на современном аналитическом оборудовании, а полученные результаты представлены в виде таблиц. На основе полученных данных сформулированы выводы и даны необходимые рекомендации. Кроме того, на основании полученных данных был построен график зависимости устьевого давления от дебита скважины. Проведён лабораторный анализ образца пластовой воды, отобранного из скважины. На основе полученных результатов был выбран наиболее эффективный режим работы скважины.

ABSTRACT

In this scientific article, the results of gas-hydrodynamic and gas-condensate studies conducted on Well No. 12 of the Dengizkul field, which is part of the Mubarek Oil and Gas Production Department of the Republic of Uzbekistan, are presented. To determine the productive characteristics of the well under both field and laboratory conditions, the component compositions of the produced gas and condensate were examined. The laboratory analyses were performed using modern analytical equipment, and the obtained results are presented in tabular form.
Based on the acquired data, conclusions were drawn and the necessary recommendations were provided. In addition, a graph illustrating the dependence of wellhead pressure on well flow rate was constructed using the obtained data. A laboratory analysis of the formation-water sample taken from the well was also carried out.  According to the results, the most efficient operating mode of the well was identified.

Ключевые слова: скважина, газогидродинамические исследования, газоконденсатные исследования.

Keywords: well, gas hydrodynamic studies, gas condensate studies.

Введение. Геолого-гидродинамический и промысловый контроль за разработкой месторождений Мубарекского НГДУ проводились газогидродинамические и газоконденсатные исследования на скважине 12 месторождения Денгизкуль Мубарекского НГДУ.

Газогидродинамические и газоконденсатные исследования на скважине 12 месторождения Денгизкуль для определения продуктивных характеристик скважин, газоконденсатных характеристик скважин с определением текущих компонентных составов добываемых газов и максимальных потенциальных содержаний конденсата в них выполнялись в два взаимосвязанных этапа промысловый и лабораторный.

Промысловые исследования включали:

• газогидродинамические исследования на скважине 12 месторождения Денгизкуль;
• газоконденсатные исследования на скважине 12 месторождения Денгизкуль.

Промысловые газоконденсатные и газогидродинамические исследования выполнялись в соответствии с действующими в Республике Узбекистан нормативными документами [1, 2, 3, 4, 5].

Материалы и методы. Газогидродинамические исследования проводились на четырех режимах работы скважины путем изменения диаметра шайб. Замерялись давления и температуры до и после штуцера. Снималась кривая восстановления давления (КВД), т.е. определялось статическое давление. Используя статическое давление рассчитывалось пластовое давление. Определялось забойное давление на режимах с помощью коэффициента гидравлического сопротивления. На основе обработки материалов исследований определялись коэффициенты продуктивной характеристики скважин. Обрабатывая материалы КВД, определялись пьезопроводность, гидропроводность, проницаемость и радиус дренирования скважин, объем дренирования.

При проведении газогидродинамических исследований устьевые замеры выполнялись при помощи электронных манометров-термометров АЦМ-6УИ.

Промысловые газоконденсатные исследования на скважине 12 месторождения Денгизкуль проводились с помощью малой термостатируемой сепарационной установки (МТСУ) на трех режимах работы скважины. Режимы работы скважины устанавливались при помощи штуцеров на устьевом оборудовании. Были отобраны пробы газов сепарации, дегазации, конденсата и воды согласно ГОСТ 31370 [6] для лабораторных исследований.

В комплексной аналитической лаборатории физико-химических исследований (КАЛФХИ) определялись компонентные составы газов сепарации и дегазации методом газоадсорбционной хроматографии по ГОСТ 31371.5 на приборе марки 6890 серии № US 10606019 фирмы «Agilent Technologies Inc.», основные физико-химические показатели стабильного конденсата и проводился анализ воды.

Физико-химические показатели стабильного конденсата определялись в соответствии с действующими стандартами: плотность пикнометрическим методом, молекулярная масса, кинематическая вязкость, фракционный состав конденсата, массовая концентрация общей серы, проба на медную пластинку, групповой углеводородный состав конденсата.

При проведении газогидродинамических исследований устьевые замеры проводились при помощи электронных манометров-термометров АЦМ-6УИ. Полученные результаты газогидродинамических исследований на стационарном режиме работы скважин обрабатывались согласно [1] по имеющейся программе алгоритма в Microsoft Excel.

Результаты газогидродинамических исследований скважины 12 месторождения Денгизкуль.

Данные по скважине:

- Эксплуатационная колонна - 139,7 mm, 2608,74 m;

- Забой - 2608 m;

- Искусственный забой - 2467 m;

- Интервал перфорации: 2370-2373, 2394-2400, 2422-2428 m;

- НКТ - 89 х 6,45 mm - 2361 m;

- Горизонт - 2360-2550 m.

Первичные промысловые материалы по ГДИ и ГКИ представлены в таблице.

При обработке материалов газогидродинамических исследований использованы следующие критические параметры и относительная плотность газа.

Р_кр = 49,51 кгс/см²;

Т_кр = 205,41 К;

  = 0,6448

Таблица 1.

Данные газогидродинамических исследований

Рисунок 1. График зависимости устьевого трубного давления от дебита

Таблица 2.

Исходные данные для определения дебита газа

Абсолютное статическое давление Р_ст,тр=69,56 кгс/см2, t_ст,тр=12,57,  Р_ст,зтр=70,52 кгс/см2, t_ст,зтр=13,80.

Рассчитанное пластовое давление на глубине середине интервалов перфорации 2399м составляет 84,24 кгс/см2. Пластовая температура была принята за 104,3 , по результатам глубинных замеров на скважине 320 месторождения Денгизкуль на глубине 2507м составила 107,4 , а замеренное пластовое давление 109,7 кгс/см2. Как видно из данных таблицы-2 при увеличении диаметра штуцера происходит уменьшение дебита скважины, что связано вероятнее всего с увеличением выноса воды. 

Таблица 3.

Основные параметры работы скважины

Вынос воды составил от 0,35 до 0,56 м3/сут, в то время как вынос конденсата на скважине составил от 0,43 до 0,70 м3/сут. Забойные давления рассчитывались на глубине середины интервалов перфорации 2399м по неподвижному столбу, забойные скорости также рассчитывались на глубину 2399м. Вероятнее всего в скважине происходит накопление жидкости, что связано с низкими забойными скоростями на режимах (<5 м/с).

Рисунок 2. Индикаторная диаграмма скважины №12 месторождения Денгизкуль

Все полученные данные по продуктивности призабойной зоны скважин получены при условии, что весь интервал перфорации работает (15 m) и пористость принята за 13,0% по результатам ГИС.

В связи, с тем что при стационарном режиме данные не обрабатываются, полученные данные при обработке материалов КВД необходимо принимать как оценочные.

По результатам анализа воды была определена ее плотность равная 1,002 g/cm³, а также был определен ее тип воды по Сулину как хлоридно-кальциевый. Вода пластовая с примесью технической. Рекомендуется провести исследования по притокометрии (PLT) для определения работающей мощности и провести изоляционные работы после определения зон притока воды, затем повторно провести газодинамические исследования.

По результатам обработки промысловых данных исследования ГДИ, оптимальный режим работы для данной скважины является при установке 14мм штуцера с дебитом 53604 м³/сут.

Результаты газоконденсатных исследований скважины 12 месторождения Денгизкуль

Промысловые газоконденсатные исследования месторождения Денгизкуль проводились 26.03.2022 г. на скважине 12

Полученный газ из исследуемых интервалов перфорации 2370-2373, 2394-2400, 2422-2428 т скважины 12 месторождения Денгизкуль был подвергнут сепарации с помощью малой термостатируемой сепарационной установки.

Газоконденсатные исследования проводились на трех режимах работы скважины в газопровод. Результаты и условия проведения промысловых газоконденсатных исследований приведены в таблице 4 и 5.

По результатам исследований выход стабильного конденсата при давлении сепарации Р_сеп. 15 kgf/cm² на исследованных режимах работы скважины, составил:

- 12,00 см³/м³ при Д_шт. = 14 мм раб. режим;

- 14,00 cм³/м³ при Д_шт. = 15 мм;

-10,00 cm³/m³ при Д_шт. = 13 mm.

На режимах работы скважины отобраны пробы отсепарированного газа и стабильного конденсата для лабораторных работ.

Расчеты компонентных составов добываемого газа на разных штуцерах скважины №12 выполнены согласно [4]. Компонентные составы добываемого газа и содержание в них конденсата на трех режимах работы скважины №12 приведены в таблице 6.

Потенциальные содержания конденсата в добываемом газе при разных режимах работы скважины №12 месторождения Денгизкуль составили:

-14,44 g/m³ при работе скважины на 14 мм штуцере;

-15,95 g/m³ при работе скважины на 15 мм штуцере;

-12,93 g/m³ при работе скважины на 13 мм штуцере.

 По результатам промысловых газоконденсатных максимальное текущее потенциальное содержание конденсата в добываемом газе составило 15,95 g/m³, в сухом газе 16,01 g/m³ при дебите 39 796 м³/сут.

Таблица 4.

Результаты промысловых исследований на газоконденсатность скважины 12 месторождения Денгизкуль, интервалы 2370-2373, 2394-2400, 2422-2428 м

*1 Режимы сепарации, при которых отобраны пробы отсепарированного газа, конденсата и воды.

Таблица 5.

Компонентные составы добываемого газа и содержание в них конденсата скв. №12 месторождения Денгизкуль, интервалы 2370-2373, 2394-2400, 2422-2428 м

4. Физико-химичиская характеристика стабильного конденсата месторождения Денгизкуль

Физико-химичиские покозатели жидких углеводородов определялись по пробе стабильного конденсата скважины 12 месторождения Денгизкуль.

Полученные результаты приведены в таблицах 6-8.

Таблица 6.

Физико-химическая характеристика конденсата

Таблица 7.

Плотность конденсата по фракциям

Таблица 8.

Групповой углеводородный состав конденсата

Результаты анализа представленной пробы стабильного конденсата месторождения Денгизкуль.

Месторождения Денгизкуль с плотностью 0,8006 g/cm³ и молекулярной массой 136,5 по содержанию общей серы 0,27% конденсат относится сернистым, с коэффициентом преломления 1,4497. Кинематическая вязкость, определённая от 0°С до 50°С находится в пределе от 1,85 до 1,01 cSt, при температуре 20 °С составляет 1,48 cSt (таблица 7).

Таким образом, по результатам исследования физико-химических характеристик конденсата месторождение Денгизкуль можно отнести к малосернистым по содержанию общей серы, по количеству фракций, выкипающих до 200 °С конденсат установлено, что бензиновая фракция составляет 59,22% (таблица 9).

Плотность конденсата при 10-ти процентной разгонке изменяется в пределе от 0,7682 до 0,8314 g/cm³ (таблица 8).

По данным исследования группового углеводородного состава, конденсат месторождения Денгизкуль относится к метано-нафтеновому типу, предусматривающему содержание М+Н>75 %, т.е. с преобладанием метановых углеводородов. Содержание B широкой фракции (н.к. – 200 °С) ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов составляет соответственно 9,05%, 18,83 % и 31,34 %. Содержание в стабильном конденсате ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов составляет 17,57%, 29,12%, 53,31% (таблица 9).

В целом, исследованный стабильный конденсат месторождения Денгизкуль относится к метано-нафтеновому типу.

Результаты анализа воды месторождении Денгизкуль

Анализ солевого состава воды выполнен лабораторией физико-химических исследований углеводородных смесей.

Объем образца (воды): 1 л.

Анализ воды проводился по следующим показателям:

1. Внешний вид

2. pH

3. Жесткость общая, mol/l

4. Хлориды, mg/l

5. Сульфаты, мг/л

6. Гидрокарбонаты, mg/l

7. Кальций, mg/l

8. Магний, mg/l

9. Натрий + калий (по расчету), mol/l

10. Плотность, g/cm³

11. Минерализация, мг/л

12. Взвешенные вещества mg/l

Ниже представлены результаты анализа солевого состава проб воды скважины 12 месторождения Денгизкуль (таблица 9).

Таблица 9.

Результаты анализа воды скважины №12

Выводы. Низкие забойные скорости (<5 м/с) подтверждают возможное накопление жидкости, что способствует снижению продуктивности. Газоконденсатные исследования показали высокий выход стабильного конденсата, что указывает на перспективность дальнейшей разработки пласта. Рекомендуется проведение PLT‑исследований для определения активных интервалов и дальнейшей гидроизоляции зон притока воды.

- Скважина №12 обладает стабильными газоконденсатными характеристиками. 

- Оптимальный режим работы — штуцер 14 мм. 

- Конденсат относится к метано-нафтеновому типу, малосернистый. 

- Наблюдается приток пластовой и технической воды, требуются изоляционные работы. 

- Необходимо повторное проведение ГДИ после устранения водопритока.

Список литературы:

1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин М., Недра, 1980
2. «Информационный отчет о научно-исследовательской работе» АО «УзЛИТИнефтгаз». Ташкент, 2022г.
3. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М., Наука, 1995
4. NGH 39.0-048:2013 Инструкция по проведению промысловых газо-конденсатных исследований на разрабатываемых месторождениях
5. NGH 39.0-032:2009 Газогидродинамические исследования скважин на разведочных площадях. Порядок проведения
6. ГОСТ 31370-2008 Газ природный. Руководство по отбору проб.
7. Сулин В.А. Химия нефти, газа и пластовых вод