RU2784672C1

RU2784672C1 - Method for gas condensate investigation of wells

Info

Publication number: RU2784672C1
Application number: RU2022106045A
Authority: RU
Inventors: Сергей Владимирович Нерсесов; Михаил Николаевич Киселёв; Александр Анатольевич Михалёв; Алексей Владимирович Ильин; Виктор Сергеевич Пермяков; Евгений Валерьевич Коц; Максим Александрович Марухин; Руслан Масхутович Хасбутдинов; Николай Васильевич Мелешко; Денис Николаевич Гаврилов
Original assignee: Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым"
Filing date: 2022-03-05
Publication date: 2022-11-29

Abstract

FIELD: gas condensate testing.

SUBSTANCE: invention relates to a method for gas condensate testing of wells. The method for gas condensate well surveys is used to determine the initial and current gas condensate characteristics of developed deposits. Wells of one well pad are grouped. Separate groups of wells include wells of one operational development object. In the first research mode, all wells of the group work in a research line. In subsequent research modes, the flow of the produced mixture of the wells of the group is alternately transferred to work in the gas-gathering reservoir. The wells of the group work into a gas gathering reservoir until the phase equilibrium in the reservoir system is stabilized. Then the wells are switched to a research line. The flow rate of each well is set using a control device. Conduct gas condensate studies of wells in each mode. Gas condensate studies are carried out until the accumulation in the separators of volumes of gas condensate and associated water sufficient to determine their flow rate and sampling. After completion of the studies in all modes, a system of equations for the material balance of gas condensate flows is compiled and solved. The gas condensate characteristics of each well of the group are calculated.

EFFECT: reducing the time of gas condensate studies.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области газоконденсатных исследований скважин и предназначено для определения исходных и текущих газоконденсатных характеристик (ГКХ) разрабатываемых залежей.The invention relates to the field of gas condensate well research and is intended to determine the initial and current gas condensate characteristics (GKH) of developed deposits.

Известен способ газоконденсатных исследований (ГКИ) скважин при одноступенчатой сепарации продукции, при котором после сепарации газ поступает в замерное устройство, а затем в газопровод или факельную линию [Руководство по исследованию скважин. М.: «Наука», 1994, С. 377]. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, либо в самом сепараторе.A known method of gas condensate studies (GKI) of wells with a single-stage separation of products, in which, after separation, the gas enters the metering device, and then into the gas pipeline or flare line [Guidelines for the study of wells. M.: "Nauka", 1994, S. 377]. The condensate is measured either in a separate tank or in the separator itself.

Недостатком данного способа является то, что он не предусматривает работу в режиме низкотемпературной сепарации, т.е. не позволяет выбрать максимальный режим извлечения конденсата с минимальными энергетическими затратами.The disadvantage of this method is that it does not provide for operation in the low-temperature separation mode, i.e. does not allow you to select the maximum mode of condensate extraction with minimal energy costs.

Известен способ газоконденсатных исследований скважин при двухступенчатой сепарации, при реализации которого газоконденсатная смесь из исследуемой скважины подается в сепаратор первой ступени, где отделяется жидкость, а часть газа, прошедшего сепарацию, отбирается на вторую ступень сепарации, в качестве которой используется малая термостатируемая сепарационная установка [Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. М.: «Недра», 1975. - С. 11]. При этом выполняются замеры выхода конденсата в первой и второй ступени сепарации, а также дебит газа. Отобранные пробы пластового газа и конденсата направляют на лабораторные геохимические исследования для получения информации об их физико-химических характеристиках и компонентном составе.There is a known method of gas condensate studies of wells with a two-stage separation, during the implementation of which the gas condensate mixture from the investigated well is fed into the first stage separator, where the liquid is separated, and part of the gas that has passed the separation is taken to the second separation stage, which is used as a small temperature-controlled separation unit [Instruction on the study of gas condensate fields for gas condensate. M.: "Nedra", 1975. - S. 11]. At the same time, condensate output is measured in the first and second separation stages, as well as gas flow rate. Selected samples of reservoir gas and condensate are sent for laboratory geochemical studies to obtain information about their physical and chemical characteristics and component composition.

Недостатками данного способа являются большие материальные, трудовые и финансовые затраты при необходимости исследования большого числа скважин крупных месторождений.The disadvantages of this method are large material, labor and financial costs when it is necessary to study a large number of wells in large fields.

Известен способ масштабных газоконденсатных исследований на установке комплексной подготовки газа, при котором по данным диспетчерского учета количественной и качественной характеристик товарной продукции в течении нескольких суток, получают обобщенную (усредненную) газоконденсатную характеристику добываемого сырья [Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. Ухта, 1997. - С. 26-28].There is a known method of large-scale gas condensate studies at a complex gas treatment plant, in which, according to the data of dispatcher accounting for the quantitative and qualitative characteristics of marketable products for several days, a generalized (averaged) gas condensate characteristic of the extracted raw material is obtained [Dolgushin N.V., Korchazhkin Yu.M., Podyuk V.G., Sagitova D.Z. Study of natural gas condensate systems. Ukhta, 1997. - S. 26-28].

Недостатки данного способа связаны с: невозможностью обеспечить на весь период исследования стабильность режимов работы газосборного коллектора (из-за изменения фазовых соотношений по длине промыслового трубопровода и накопления в них жидкой фазы с дальнейшим выбросом ее по направлению течения, изменение производительности отдельных скважин в процессе их исследования и/или изменения плановых показателей добычи газа) в результате чего на входе в установке комплексной подготовки газа возникают колебания технологических параметров (давлений, расходов, скоростей и т.д.) и не обеспечивается стабильность газоконденсатных характеристик; при эксплуатации многопластового месторождения, скважины которого подключены к единому газосборному коллектору невозможно решить уравнение материального баланса и определить текущие ГКХ для конкретного участка залежи.The disadvantages of this method are related to: the inability to ensure the stability of the operation modes of the gas gathering reservoir for the entire period of the study (due to changes in phase relationships along the length of the field pipeline and the accumulation of a liquid phase in them with its further release in the direction of flow, a change in the productivity of individual wells in the process of their study and / or changes in planned gas production indicators) resulting in fluctuations in process parameters (pressures, flow rates, velocities, etc.) at the inlet to the complex gas treatment unit and the stability of gas condensate characteristics is not ensured; when operating a multi-layer field, the wells of which are connected to a single gas-gathering manifold, it is impossible to solve the material balance equation and determine the current GCF for a specific area of the deposit.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение материальных, трудовых и финансовых затрат, сокращение времени на проведение исследований.The technical problem to be solved by the claimed invention is the reduction of material, labor and financial costs, the reduction of time for research.

Поставленная техническая проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в сокращении времени газоконденсатных исследований.The stated technical problem is solved by achieving a technical result, which is to reduce the time of gas condensate research.

Указанный технический результат достигается тем, что способ газоконденсатных исследований, проводимых на устье скважин, оборудованных регулирующими устройствами, трубопроводами-шлейфами от скважин до газосборного коллектора с установленными в нем расходомерами, запорно-регулирующей арматурой для переключения скважин с работы в газосборный коллектор и исследовательскую линию, регуляторами режимов работы сепаратора первой и второй ступени, накопительной емкостью и сливными патрубками с вентилями для отбора проб газа сепарации, газового конденсата и жидкости, характеризуется тем, что скважины одной кустовой площадки группируют таким образом, чтобы в каждой группе были скважины на один эксплуатационный объект, а их суммарный дебит газоконденсатной смеси при условии стабильного выноса жидкости с забоя не превышал пропускной способности сепаратора первой ступени. Если суммарный дебит газоконденсатной смеси меньше чем пропускная способность сепаратора, а минимально необходимый дебит каждой скважины для выноса жидкости с забоя меньше максимально допустимого с учетом геолого-технологических ограничений, то дебит каждой скважины группы при проведении газоконденсатных исследований пропорционально увеличивают и принимают его как дебит при проведении исследований на режимах газоконденсатных исследований. Рассчитывают величину ожидаемых гидравлических сопротивлений при прохождении потока газоконденсатной смеси от устья скважины по трубопроводу-шлейфу, исследовательской линии, сепаратору первой ступени до входа ее в газосборный коллектор, а также эквивалентный диаметр регулирующего устройства для каждой скважины на каждом режиме исследований. При этом учитывают, что на первом режиме исследований все скважины группы должны работать в исследовательскую линию через сепараторы первой и второй ступени, а на последующих режимах выполняют поочередный перевод потока добываемой смеси одной из скважин группы на работу в газосборный коллектор, минуя исследовательскую линию. Скважины группы запускают в работу в газосборный коллектор до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе и затем переключают в исследовательскую линию, при этом дебит каждой скважины задают с помощью регулирующего устройства с учетом рассчитанного эквивалентного диаметра. Проводят исследования на каждом режиме до накопления в сепараторах первой и второй ступени необходимого объема газового конденсата и попутной воды для определения их дебита и отбора проб с целью получения информации об их физико-химических характеристиках и компонентном составе. После завершения исследований на всех режимах составляют систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков, решение которой позволяет рассчитать газоконденсатные характеристики каждой скважины группы.The specified technical result is achieved by the fact that the method of gas condensate studies carried out at the wellhead, equipped with control devices, pipelines from wells to a gas collection manifold with flow meters installed in it, shut-off and control valves for switching wells from work to a gas collection manifold and a research line, regulators of the operating modes of the separator of the first and second stages, a storage tank and drain pipes with valves for sampling the separation gas, gas condensate and liquid, characterized by the fact that the wells of one well pad are grouped in such a way that each group has wells for one production facility, and their total flow rate of the gas condensate mixture, under the condition of a stable removal of liquid from the bottomhole, did not exceed the capacity of the first stage separator. If the total flow rate of the gas condensate mixture is less than the throughput capacity of the separator, and the minimum required flow rate of each well to carry liquid from the bottom is less than the maximum allowable, taking into account geological and technological restrictions, then the flow rate of each well of the group during gas condensate studies is proportionally increased and taken as the flow rate during research on gas condensate research modes. The value of the expected hydraulic resistance is calculated when the flow of the gas condensate mixture passes from the wellhead through the pipeline-loop, research line, first-stage separator to its entry into the gas-gathering manifold, as well as the equivalent diameter of the control device for each well in each research mode. At the same time, it is taken into account that in the first research mode, all wells of the group must work in the research line through the separators of the first and second stages, and in subsequent modes, the flow of the produced mixture of one of the wells of the group is alternately transferred to work in the gas-gathering reservoir, bypassing the research line. The wells of the group are put into operation in the gas-gathering reservoir until the phase equilibrium in the reservoir system is stabilized and then switched to the research line, while the flow rate of each well is set using a control device, taking into account the calculated equivalent diameter. Research is carried out in each mode until the required volume of gas condensate and associated water is accumulated in the separators of the first and second stages to determine their flow rate and take samples in order to obtain information about their physical and chemical characteristics and component composition. After completion of studies in all modes, a system of equations for the material balance of gas condensate flows is compiled, the solution of which allows calculating the gas condensate characteristics of each well in the group.

В заявляемом способе при проведении ГКИ осуществляют одновременное исследование группы скважин путем их объединения с учетом принадлежности к одному эксплуатационному объекту. Это позволяет сократить время набора пробы нестабильного конденсата в сепараторах и в целом сократить продолжительность исследования, но в то же время получить кондиционную ГКХ исследуемых скважин.In the inventive method, when conducting gas testing, a simultaneous study of a group of wells is carried out by combining them, taking into account belonging to one operational facility. This makes it possible to reduce the time of sampling of unstable condensate in separators and, in general, to reduce the duration of the study, but at the same time to obtain a standard GCC of the studied wells.

Изобретение поясняется иллюстративным материалом.The invention is illustrated by illustrative material.

На фигуре представлена принципиальная схема обвязки куста скважин при проведении групповых ГКИ по заявляемому способу, которая включает: регулирующие устройства скважин 1; трубопровод-шлейф 2 с установленным в нем расходомером 3; запорно-регулирующую арматуру (ЗРА) 4 и 5 для переключения скважин с работы в газосборный коллектор 6 и исследовательскую линию 7; регуляторы 8 и 9, задающие режимы работы сепаратора первой ступени 10 и малогабаритной термостатируемой сепарационной установки МТСУ 11; накопительную емкость поз 12 (при необходимости); сливные патрубки с вентилями 13, 14 и 15 для отбора проб газа сепарации, газового конденсата и жидкости.The figure shows a schematic diagram of piping a cluster of wells when conducting group gas and gas testing according to the claimed method, which includes: control devices of wells 1; pipeline-loop 2 with a flow meter 3 installed in it; shut-off and control valves (ZRA) 4 and 5 for switching wells from work to gas collection manifold 6 and research line 7; regulators 8 and 9, which set the operating modes of the first stage separator 10 and the small-sized thermostatically controlled separation unit MTSU 11; storage capacity pos 12 (if necessary); drain pipes with valves 13, 14 and 15 for sampling of separation gas, gas condensate and liquid.

Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.

Для скважин одной кустовой площадки, на которых планируется проведение ГКИ, рассчитывают минимально необходимый дебит (МНД) газа для выноса капельной жидкости с забоя

с использованием критерия А.А. Точигина [1]:For wells of one well pad, where GCT is planned, the minimum required flow rate (MND) of gas is calculated for the removal of droplet liquid from the bottomhole

using the criterion of A.A. Tochigin [1]:

где:where:

- минимально необходимый дебит газа для выноса капельной жидкости с забоя, тыс. м³/сут;

- the minimum required gas flow rate for the removal of droplet liquid from the bottomhole, thousand m ³ /day;

V_min - минимально допустимая скорость по А.А. Точигину, м/с;V _min - the minimum allowable speed according to A.A. Tochigin, m/s;

d - внутренний диаметр колонны, м;d is the inner diameter of the column, m;

Р, Т - рабочие давление, МПа, и температура, К;P, T - working pressure, MPa, and temperature, K;

Р₀, Т₀ - давление, МПа, и температура при стандартных условиях, К;P ₀ , T ₀ - pressure, MPa, and temperature under standard conditions, K;

Z - коэффициент сверхсжимаемости при Р и Т;Z is the coefficient of supercompressibility at P and T;

g - ускорение свободного падения, м/с²;g - free fall acceleration, m/s ² ;

σ_ж - коэффициент поверхностного натяжения жидкости (для конденсата - 0,02 Н/м, для воды 0,06 Н/м), Н/м;σ _w - coefficient of surface tension of the liquid (for condensate - 0.02 N/m, for water 0.06 N/m), N/m;

ρ_ж, ρ_г - плотность жидкости и газа соответственно, кг/м³.ρ _w , ρ _g - density of liquid and gas, respectively, kg/m ³ .

Затем эти скважины группируют таким образом, чтобы в каждой группе были скважины на один и тот же эксплуатационный объект (на фиг. показано: эксплуатационный объект I - поз. 16 и эксплуатационный объект II - поз. 17), а количество скважин в каждой группе выбирают таким образом, чтобы при МНД каждой скважины их суммарный дебит Q_Σ не превышал пропускной способности сепаратора первой ступени Q_сеп. Если Q_Σ меньше чем Q_ceп, а

каждой скважины меньше, чем их максимально допустимый дебит

с учетом геолого-технологических ограничений, то дебит каждой скважины группы при проведении ГКИ

устанавливают между

а его величину пропорционально увеличивают:Then these wells are grouped in such a way that in each group there are wells for the same production facility (the figure shows: production facility I - pos. 16 and production facility II - pos. 17), and the number of wells in each group is selected so that at MND of each well their total flow rate Q _Σ does not exceed the capacity of the separator of the first stage Q _sep . If Q _Σ is less than Q _cep , and

of each well is less than their maximum allowable flow rate

taking into account the geological and technological limitations, then the flow rate of each well of the group during the GCT

set between

and its value is proportionally increased:

Далее с учетом конструктивных особенностей (форма, размеры, количество и тип сепарационных элементов и т.д.) сепаратора первой ступени 10, элементов трубопроводов-шлейфов 2 и исследовательской линии 7, суммарной величины

по всем скважинам группы, буферного давления каждой скважины и давления сепарации первой ступени, рассчитывают величину ожидаемых гидравлических сопротивлений ΔР_сеп при прохождении потока газоконденсатной смеси от устья скважины по трубопроводу-шлейфу 2, исследовательской линии 7, сепаратору первой ступени 10 до входа ее в газосборный коллектор 6. Расчеты можно выполнять, например, с помощью цифровой статической гидравлической модели, позволяющей моделировать потоки газа в системе трубопроводов и технологическом оборудовании (например, программный комплекс Pipesim компании Schlumberger) или с учетом известных газодинамических и гидравлических законов.Further, taking into account the design features (shape, dimensions, number and type of separation elements, etc.) of the first stage separator 10, elements of pipelines-loops 2 and research line 7, the total value

for all wells of the group, the buffer pressure of each well and the separation pressure of the first stage, calculate the value of the expected hydraulic resistance ΔР _sep when the gas condensate mixture flows from the wellhead through the pipeline-loop 2, the research line 7, the first stage separator 10 to its entry into the gas collection manifold 6. Calculations can be performed, for example, using a digital static hydraulic model that allows you to simulate gas flows in a pipeline system and process equipment (for example, the Pipesim software package from Schlumberger) or taking into account known gas-dynamic and hydraulic laws.

Затем выполняют расчет эквивалентного диаметра (степени открытия) регулирующего устройства 1 для каждой скважины выбранной группы таким образом, чтобы при фактической продуктивности этих скважин и текущем пластовом давлении, а также рабочем давлении в газосборном коллекторе 6 и дополнительных гидравлических сопротивлениях ΔР_сеп при выполнении ГКИ, скважины работали с дебитом равным

Скважины запускают в работу в газосборный коллектор 6 с дебитом

и отрабатывают их до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе. За счет предварительного расчета эквивалентного диаметра, регулирующего устройства скважин 1 удается существенно снизить длительность вывода скважин на необходимый режим их работы при проведении ГКИ по исследовательской линии через сепараторы первой и второй ступени.Then, the equivalent diameter (degree of opening) of the control device 1 is calculated for each well of the selected group in such a way that, with the actual productivity of these wells and the current reservoir pressure, as well as the operating pressure in the gas-gathering reservoir 6 and additional hydraulic resistances ΔР _sep during the GCT, the well worked with a debit equal to

The wells are put into operation in the gas collection manifold 6 with a flow rate

and work them out until the stabilization of phase equilibrium in the reservoir system. Due to the preliminary calculation of the equivalent diameter, the control device of wells 1, it is possible to significantly reduce the duration of bringing the wells to the required mode of their operation when conducting GCT along the research line through the separators of the first and second stages.

Далее группу скважин переключают в работу в исследовательскую линию 7, а расход газа каждой скважины, определенный по формуле (3), задают с помощью регулирующего устройства 1, контролируя его расходомером 3 в газопроводе-шлейфе 2. После чего скважины отрабатываются до стабилизации устьевых параметров. Суммарный дебит газоконденсатной смеси, поступающей от скважин группы на сепаратор первой ступени 10, рассчитывают путем сложения дебитов каждой скважины по показаниям расходомеров 3, выход конденсата и воды замеряется в сепараторе первой ступени 10 через смотровое стекло и/или в накопительной емкости 12. Часть газа, прошедшего сепарацию, отбирают на вторую ступень сепарации, в качестве которой используется малая термостатируемая сепарационная установка (МТСУ) 11. После накопления достаточного количества жидкостей через сливные патрубки открытием вентилей 13, 14 и 15 отбирают пробы газа сепарации, нестабильного конденсата и пластовой воды в герметичные пробоотборники и передают их в лабораторию для установления физико-химических характеристик и компонентного состава газоконденсатной смеси и попутной воды. На этом первый режим исследования заканчивается. На следующих режимах исследования выполняют поочередный перевод одной из скважин группы с работы в исследовательскую линию 7 на работу в газосборный коллектор 6. Этим достигается изменение состава газоконденсатной смеси, поступающей на сепараторы первой и второй ступени на данном режиме исследования. Остальные скважины группы исследуют в той же последовательности.Next, the group of wells is switched to work in the research line 7, and the gas flow rate of each well, determined by formula (3), is set using the control device 1, controlling it with a flow meter 3 in the gas pipeline-loop 2. After that, the wells are worked out until the wellhead parameters stabilize. The total flow rate of the gas condensate mixture coming from the wells of the group to the first stage separator 10 is calculated by adding the flow rates of each well according to the readings of the flow meters 3, the output of condensate and water is measured in the first stage separator 10 through the sight glass and / or in the storage tank 12. Part of the gas, after separation, is taken to the second separation stage, which is used as a small temperature-controlled separation unit (MTSU) 11. After the accumulation of a sufficient amount of liquids through the drain pipes by opening valves 13, 14 and 15, samples of separation gas, unstable condensate and formation water are taken into sealed samplers and transfer them to the laboratory to establish the physicochemical characteristics and component composition of the gas condensate mixture and associated water. This concludes the first exploration mode. In the following research modes, one of the wells of the group is alternately transferred from work to research line 7 to work in gas collection manifold 6. This achieves a change in the composition of the gas condensate mixture entering the first and second stage separators in this research mode. The remaining wells of the group are explored in the same sequence.

Замерив фактические дебиты газоконденсатной смеси и выход конденсата на всех режимах исследования составляют и решают систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков, решение которой позволяет рассчитать ГКХ каждой скважины группы:Having measured the actual flow rates of the gas condensate mixture and the condensate yield in all research modes, they compose and solve a system of equations for the material balance of gas condensate flows, the solution of which allows calculating the GCF of each well of the group:

где с₁, с₂, …, с_m - содержание конденсата в пластовом газе поступающего на сепарацию на различных режимах исследования, г/м³; m - порядковый номер режима исследования; Q₁, Q₂, …, Q_m - суммарные дебиты смеси, замеренные с помощью расходомеров, установленных в технологической обвязки скважин на различных режимах исследования, тыс. м³/сут; n - количество скважин в группе; c_i - содержание конденсата в пластовом газе каждой скважины исследуемой группы (искомые величины), г/м³; Q_1i, Q_2i, …, Q_2i - дебиты смеси каждой скважины, замеренные с помощью расходомеров, установленных в технологической обвязке, тыс. м³/сут.where s ₁ , s ₂ , …, s _m - condensate content in the formation gas supplied to the separation in various research modes, g/m ³ ; m is the serial number of the study mode; Q ₁ , Q ₂ , …, Q _m - total flow rates of the mixture, measured using flow meters installed in the technological piping of wells in various research modes, thousand m ³ / day; n is the number of wells in the group; c _i - condensate content in the formation gas of each well of the group under study (required values), g/m ³ ; Q _1i , Q _2i , …, Q _2i - flow rates of the mixture of each well, measured using flow meters installed in the technological piping, thousand m ³ /day.

Пример осуществления способа.An example of the implementation of the method.

Были проведены групповые газоконденсатные исследования трех скважин - №№1, 2 и 3, ориентированные на разработку объекта эксплуатации I, характеризующегося достаточно низким потенциальным содержанием газового конденсата (до начала эксплуатации - не выше 7 г/м³). Столь низкое потенциальное содержание газового конденсата при проведении стандартных ГКИ предопределяет их значительную длительность, что обусловлено медленным накоплением необходимого объема нестабильного конденсата в ступенях сепарации, что требуется для надежного определения его дебита и отбора проб. На основе принадлежности к объекту эксплуатации I скважины №№1, 2 и 3 объединили в группу.Group gas condensate studies were carried out for three wells - Nos. 1, 2 and 3, focused on the development of operation object I, which is characterized by a rather low potential content of gas condensate (before the start of operation - not higher than 7 g/m ³ ). Such a low potential content of gas condensate during standard gas condensate testing predetermines their significant duration, which is due to the slow accumulation of the required volume of unstable condensate in the separation stages, which is required for reliable determination of its flow rate and sampling. Wells Nos. 1, 2 and 3 were combined into a group on the basis of belonging to the object of operation.

Учитывая энергетическое состояние эксплуатируемого этими скважинами объекта эксплуатации, продуктивные характеристики и конструктивные особенности подземного оборудования скважин, используя критерий А.А. Точигина, рассчитали минимально необходимый дебит каждой скважины для обеспечения стабильного выноса жидкости с забоя, он составил 364, 340, 360 тыс. м³/сут соответственно. При проведении ГКИ использовали передвижной комплекс для исследования и освоения скважин (ПКИОС) с пропускной способностью по газу 2 млн. м³/сут, что больше суммарного минимально необходимого дебита для обеспечения стабильного выноса жидкости с забоя выбранной группы скважин. По формуле (3) оценили необходимый дебит

каждой скважины при проведении групповых исследований, он составил 614, 577, 618 тыс. м³/сут соответственно.Taking into account the energy state of the operating object operated by these wells, productive characteristics and design features of underground well equipment, using the criterion of A.A. Tochigin, calculated the minimum required flow rate of each well to ensure stable fluid recovery from the bottomhole, it amounted to 364, 340, 360 thousand m ³ /day, respectively. During the well testing, a mobile complex for research and development of wells (PKIOS) was used with a gas throughput of 2 million m ³ /day, which is more than the total minimum required flow rate to ensure stable fluid removal from the bottomhole of a selected group of wells. According to formula (3), the required flow rate was estimated

each well during group studies, it amounted to 614, 577, 618 thousand m ³ /day, respectively.

Система трубопроводов обвязки выбранного куста скважин предусматривает трубопроводы-шлейфы для транспортировки продукции от скважин до газосборных коллекторов и далее до газового промысла с установленными в них расходомерами, а также исследовательскую линию, подключенную к трубопроводам-шлейфам по байпасу. Потоки флюида управляются ЗРА, что позволяет отводить добываемую среду из трубопровода-шлейфа для проведения исследований и затем возвращать ее обратно. Исследовательская линия снабжена фланцевыми соединениями, при помощи которых можно подключать исследовательское оборудование различной конструкции.The piping system of the selected well cluster piping provides pipelines for transporting products from wells to gas gathering headers and further to the gas field with flow meters installed in them, as well as a research line connected to the pipelines via bypass. The fluid flows are controlled by the ZRA, which makes it possible to divert the produced medium from the pipeline-loop for research and then return it back. The research line is equipped with flange connections, which can be used to connect research equipment of various designs.

Так как в состав группы входит три скважины, в соответствии с предлагаемым способом, необходимо было выполнить четыре режима: первый - при одновременной работе всех трех скважин; второй, третий и четвертый - с поочередным переключением потока по одной из скважин из исследовательской линии в газосборный коллектор. При помощи гидравлической модели, созданной в специализированном программном комплексе Pipesim компании Schlumberger, рассчитали величину гидравлических сопротивлений в исследовательской линии и ПКИОС на всех режимах исследования: на первом режиме - 1,32 МПа; на втором - 0,63 МПа; на третьем - 0,66 МПа; на четвертом - 0,62 МПа. Учитывая полученные данные, а также режимы работы газосборных коллекторов, в программном комплексе Pipesim компании Schlumberger рассчитали эквивалентные диаметры регулирующего устройства для каждой скважины, они соответственно составили: на первом режиме - 44, 49 и 49 мм; на втором режиме - 26, 26, 27 мм; на третьем режиме - 27, 25, 27 мм; на четвертом режиме - 27, 26, 26 мм.Since the group includes three wells, in accordance with the proposed method, it was necessary to perform four modes: the first - with the simultaneous operation of all three wells; the second, third and fourth - with alternate switching of the flow in one of the wells from the research line to the gas-gathering reservoir. Using a hydraulic model created in the specialized software package Pipesim by Schlumberger, we calculated the value of hydraulic resistance in the research line and PKIOS in all research modes: in the first mode - 1.32 MPa; on the second - 0.63 MPa; on the third - 0.66 MPa; on the fourth - 0.62 MPa. Taking into account the obtained data, as well as the operating modes of the gas-gathering collectors, the equivalent diameters of the control device for each well were calculated in the Pipesim software package by Schlumberger, respectively, they were: in the first mode - 44, 49 and 49 mm; in the second mode - 26, 26, 27 mm; in the third mode - 27, 25, 27 mm; in the fourth mode - 27, 26, 26 mm.

При помощи ЗРА все скважины запустили в работу в газосборный коллектор с рассчитанным ранее дебитом, контролируя устьевые параметры по данным системы телеметрии, включающих расходомеры, установленные в газопроводах-шлейфах. Дождались стабилизации режимов работы скважин, и соответственно стабилизации фазового равновесия в пластовой системе.With the help of ZRA, all wells were put into operation in a gas gathering reservoir with a previously calculated flow rate, controlling the wellhead parameters according to the data of a telemetry system, including flow meters installed in gas pipelines. We waited for the stabilization of the operating modes of the wells, and, accordingly, the stabilization of the phase equilibrium in the reservoir system.

Далее при помощи ЗРА потоки газоконденсатной смеси исследуемой группы скважин направили в исследовательскую линию, а для исключения снижения дебитов скважин за счет дополнительных гидравлических сопротивлений в исследовательской линии и сепараторе первой ступени, режим работы каждой скважины настроили при помощи регуляторов, обеспечив стабилизацию устьевых параметров. Дебит газоконденсатной смеси замерялся расходомерами, установленными в газопроводах-шлейфах каждой скважины, а выход конденсата и попутной воды замерялся через смотровое стекло сепараторов первой и в накопительной емкости. Часть газа, прошедшего сепарацию на первой ступени (около 1% от общего потока), направили на вторую ступень сепарации, в качестве которой использовалась малая термостатируемая сепарационная установка (МТСУ). Отобранные пробы пластового газа и конденсата в герметичных пробоотборниках передали в лабораторию для выполнения геохимических исследований.Then, with the help of ZRA, the flows of the gas condensate mixture of the studied group of wells were sent to the research line, and in order to exclude a decrease in well flow rates due to additional hydraulic resistance in the research line and the first stage separator, the operation mode of each well was adjusted using regulators, ensuring the stabilization of wellhead parameters. The flow rate of the gas condensate mixture was measured by flow meters installed in the gas pipelines of each well, and the output of condensate and associated water was measured through the sight glass of the separators of the first and in the storage tank. Part of the gas that passed the separation at the first stage (about 1% of the total flow) was sent to the second separation stage, which was used as a small temperature-controlled separation unit (MTSU). The selected samples of reservoir gas and condensate in sealed samplers were transferred to the laboratory for geochemical studies.

На втором, третьем и четвертом режиме исследования при помощи ЗРА каждую скважину группы поочередно перевели с работы на исследовательскую линию на работу в газосборный коллектор, а остальные скважины группы исследовали в описанном выше порядке. После завершения четвертого (заключительного) режима исследования отобранные пробы передали в лабораторию.In the second, third and fourth exploration modes, each well of the group was transferred in turn from operation to the exploration line to operation in the gas-gathering reservoir, and the remaining wells of the group were explored in the order described above. After completion of the fourth (final) study mode, the selected samples were transferred to the laboratory.

Изучив физико-химические характеристики и компонентный состав газоконденсатной смеси определили, что на первом режиме исследований при суммарном дебите газоконденсатной смеси 1809 тыс. м³/сут, содержание конденсата в пластовом газе составило 6,00 г/м³. На втором, третьем и четвертом режимах, при дебитах газоконденсатной смеси: 1195, 1232 и 1191 тыс. м³/сут соответственно, содержание конденсата в пластовом газе составило 6,01, 5,76 и 6,26 г/м³.Having studied the physicochemical characteristics and component composition of the gas condensate mixture, it was determined that in the first research mode, with a total flow rate of the gas condensate mixture of 1809 thousand m ³ /day, the condensate content in the formation gas was 6.00 g/m ³ . In the second, third and fourth regimes, with flow rates of the gas condensate mixture: 1195, 1232 and 1191 thousand m ³ /day, respectively, the condensate content in the formation gas was 6.01, 5.76 and 6.26 g/m ³ .

Составили и решили систему уравнений материального баланса, учитывающего дебиты газоконденсатной смеси каждой скважины и результаты лабораторного определения содержания конденсата в пластовом газе в общем потоке от скважин группы на всех режимах исследования:We compiled and solved a system of material balance equations that takes into account the flow rates of the gas condensate mixture of each well and the results of laboratory determination of the condensate content in the reservoir gas in the total flow from the wells of the group in all study modes:

В результате удалось рассчитать текущее содержание конденсата в пластовом газе для каждой исследуемой скважины группы: для скважины №1 они составили 5,99 г/м³ (c₁); для скважины №2 - 6,51 г/м³ (c₂); для скважины №3 - 5,50 г/м³ (с₃).As a result, it was possible to calculate the current content of condensate in the formation gas for each of the studied wells of the group: for well No. 1 they amounted to 5.99 g/m ³ (c ₁ ); for well No. 2 - 6.51 g/m ³ (c ₂ ); for well No. 3 - 5.50 g/m ³ (s ₃ ).

Полученные результаты позволили в полной мере решить поставленные задачи. Общая продолжительность исследований составила 127 часов, что практически в 3 раза меньше, чем суммарная продолжительность исследования каждой отдельной скважины при использовании стандартного методического подхода.The results obtained made it possible to fully solve the set tasks. The total duration of the study was 127 hours, which is almost 3 times less than the total duration of the study of each individual well using the standard methodological approach.

Таким образом, предложенный способ при одновременном групповом исследовании нескольких скважин позволяет определить текущие газоконденсатные характеристики каждой скважины при сокращении материальных, трудовых и финансовых затрат.Thus, the proposed method, with a simultaneous group study of several wells, makes it possible to determine the current gas condensate characteristics of each well while reducing material, labor and financial costs.

Claims

The method of gas condensate surveys carried out at the wellhead, equipped with control devices, pipelines from wells to a gas gathering manifold with flow meters installed in it, shut-off and control valves for switching wells from work to a gas gathering manifold and a research line, regulators of the operating modes of the first and second separators stages, a storage tank and drain pipes with valves for sampling separation gas, gas condensate and associated water, characterized in that the wells of one well pad are grouped so that each group has wells for one production facility, and their total flow rate of the gas condensate mixture under the condition of stable fluid recovery from the bottom hole, did not exceed the throughput capacity of the first stage separator, if the total flow rate of the gas condensate mixture is less than the throughput capacity of the separator, and the minimum required flow rate of each well for fluid removal from the bottom hole is less than the maximum allowable, taking into account geological and technological limitations, then the flow rate of each well of the group during gas condensate research is proportionally increased and taken as the flow rate when conducting research in gas condensate research modes, then the value of the expected hydraulic resistance is calculated when the gas condensate mixture flow passes from the wellhead through the pipeline - the pipeline, the research line, the first stage separator before it enters the gas-gathering manifold, as well as the equivalent diameter of the control device for each well in each research mode, while taking into account that in the first research mode, all wells of the group must work in the research line through the separators of the first and of the second stage, and in subsequent modes, the flow of the produced mixture of one of the wells of the group is alternately transferred to work in the gas gathering reservoir, bypassing the research line, the wells of the group are put into operation in the gas gathering manifold until the phase equilibrium in the reservoir system is stabilized and then switched to a research line, while the flow rate of each well is set using a control device, taking into account the calculated equivalent diameter, research is carried out in each mode until the required volume of gas condensate and associated water is accumulated in the separators of the first and second stages to determine their production rate and sampling in order to obtain information about their physical and chemical characteristics and component composition, and after completion of studies in all modes, they compose and solve a system of equations for the material balance of gas condensate flows, the solution of which allows calculating the gas condensate characteristics of each well of the group.