В статье приводится обзор работы газоконденсатных пластов и скважин. Для оценки всех компонентов системы добывающих скважин предлагается использовать узловой анализ.
Ключевые слова: газоконденсат, продуктивность, узловой анализ.
На первой стадии газоконденсатные пласты действуют как газовые пласты при истощении. Когда давление достигает точки росы в пластовых условиях, в пласте развивается ретроградная фаза конденсации, что приводит к потере продуктивности скважины, следовательно, к потере прибыли.
Когда есть только одна фаза, предполагается, что добыча пропорциональна разнице давлений между пластом и стволом скважины. Константа пропорциональности — это показатель производительности, который основан на законе Дарси для установившегося радиального потока одиночной несжимаемой жидкости. По достижении давления точки росы начинается поток жидкости, и этот поток газа и жидкости характеризуется законом многофазного потока.
Давление депрессии для горизонтальной скважины меньше, чем для вертикальной скважины при том же дебите, и насыщение жидкостью вокруг вертикальной скважины может достигать 15 %, тогда как в горизонтальной скважине оно не может превышать 6 %. Также низкое давление депрессии наблюдается в мощных пластах; в результате восстанавливается больше жидкости [1].
Углеводороды в газоконденсатном пласте на момент вскрытия полностью или преимущественно находятся в паровой фазе. После изотермического истощения, когда пластовое давление падает ниже точки росы углеводородной фазы, образуется жидкая углеводородная фаза.
Появление жидкой фазы при расширении пара невозможно для чистых веществ, поэтому такое поведение классифицируется как «ретроградное» для смесей данного типа. Если истощение продолжится, ретроградная жидкость может испаряться [2].
Производительность газоконденсатной скважины такая же, как и у скважины с сухим газом, при условии, что забойное давление скважины выше начальной точки росы коллектора. Как только забойное давление скважины падает ниже точки росы, производительность скважины начинает отклоняться от производительности скважины с сухим газом. Конденсат начинает выпадать сначала возле ствола скважины, сначала он мобильный, жидкий конденсат накапливается до тех пор, пока не будет достигнута критическая насыщенность конденсата. Эта богатая жидкостью зона расширяется наружу и углубляется в резервуар по мере того, как истощение продолжается.
Накопление жидкости или скопление конденсата вызывает снижение относительной проницаемости по газу и действует как частичное препятствие для добычи газа.
Поскольку конденсат остается в пласте, скопление конденсата проявляется в увеличении газойль-фактора добычи в скважине или, наоборот. При прогнозировании характеристик газоконденсатной скважины с помощью симуляторов коллектора необходимо уточнить локальную сеть вокруг скважины, чтобы учесть влияние скоплений конденсата. Определение производительности газоконденсатной скважины может быть выполнено с использованием метода двухфазного псевдодавления.
Метод двухфазного псевдодавления, однако, не может применяться независимо для оценки производительности скважины, так как он требует в качестве входных данных газовое соотношение добычи нефти и газа.
Недавно были опубликованы упрощенные методы расчета продуктивности газоконденсатных скважин без использования симуляторов пласта [4].
Проектирование строительства скважин, а также диагностика и оптимизация работы скважины в значительной степени основаны на моделировании продуктивности скважины, которое объединяет гидравлические расчеты труб с моделью продуктивности коллектора.
Поведение газоконденсатных скважин уникально в том смысле, что оно характеризуется быстрой потерей продуктивности скважин. Обычно, когда текущее забойное давление опускается ниже точки росы, вблизи ствола скважины образуется область высокой конденсатонасыщенности, вызывая более низкую подачу газа в основном из-за снижения газопроницаемости.
Когда текущее забойное давление ниже точки росы, пласт может содержать три области потока. Область 1 определяется как зона, более близкая к внутреннему стволу скважины, где одновременно текут газ и нефть. За пределами коллектора область 2 содержит скопление конденсата, в котором течет только газ. Наконец, примыкающая к области 2, область 3, которая простирается до границ коллектора, существует только в том случае, если давление коллектора выше, чем давление точки росы. Размер каждой области изменяется со временем по мере истощения резервуара.
Для оценки всех компонентов системы добывающих скважин, начиная со статического пластового давления и заканчивая сепаратором, используется узловой анализ. Этот анализ позволяет определить расход, при котором скважина будет производить при заданной геометрии и заканчивании скважины, чтобы увидеть, когда из скважины прекратится добыча, решить, когда наиболее экономично установить искусственный подъемник, проанализировать каждый компонент, чтобы определить, ограничивает ли он поток.
Оптимизация добычи нефтяных и газовых скважин с использованием компьютеризированных моделей скважин способствовала усовершенствованию методов заканчивания, повышению эффективности и увеличению добычи на многих скважинах. Две основные причины необходимости оптимизации производства — это изменение допустимых темпов добычи и быстрое вычисление сложных алгоритмов. Слишком много ошибок связано с различными корреляциями многофазных насосно-компрессорных труб или выкидных линий, формулами заканчивания.
Следовательно, трудно получить график прогнозного анализа скважины, чтобы показать пересечение с точным дебитом, поскольку скважина в настоящее время добывается. Даже если точная добыча не может быть сопоставлена, анализ может показать процентное увеличение добычи при изменении, например, давления на устье скважины или размера НКТ.
Прогнозирование загрузки газовой скважины может быть выполнено с помощью узлового системного анализа. Нагрузка газовых скважин часто является определяющим фактором при отказе от зрелых истощенных коллекторов. Нагрузка происходит в газовых скважинах при низких эксплуатационных давлениях, когда скорость потока становится недостаточной для переноса и непрерывного удаления добываемых флюидов из ствола скважины. Точные прогнозы условий добычи, при которых произойдет перегрузка газовых скважин, важны для оценки эксплуатационных модификаций и определения запасов.
Узловой анализ часто используется для оценки производительности скважины путем анализа зависимости давления от дебита в различных точках или узлах по всей добывающей системе скважины. Однако в прошлом анализ узловых систем считался ненадежным для газовых скважин низкого давления, поскольку приложения обычно недооценивают пластовое давление и скорость, при которой происходит нагружение.
Газ, добываемый из пласта, содержит водяной пар, который конденсируется в жидкость в стволе скважины по мере того, как температура и давление снижаются с течением. При прогнозировании характеристик потока важно понимать, что, хотя содержание воды в добываемом газе является постоянным в любой точке ствола скважины до начала нагружения, фаза, занимаемая этой водой, изменяется с течением вверх по насосно-компрессорной трубе.
Увеличение добычи конденсированной воды, которое происходит при снижении пластового давления, значительно увеличит давление, необходимое для поддержания разгрузки скважины. Когда пласт приближается к истощению, расход газа станет слишком низким, чтобы постоянно выносить конденсированную воду из ствола скважины. Этот минимальный расход и соответствующее давление отмечают начало нагрузки. Добываемые жидкости начнут накапливаться в стволе скважины до тех пор, пока гидростатическое давление не станет слишком большим для преодоления скважиной, и поток добычи не прекратится [3].
Литература:
- Dehane A., Sonatrach, Tiab D., and Osisanya S. O. Performance of Horizontal Wells in Gas-Condensate Reservoirs, Djebel Bissa Field, and Algeris. SPE paper 65504 presented in International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada, 2000.
- Lus F. Ayala, Turgay Ertekin, and Michael A. Adewumi. Analysis of Recovery Mechanisms for Naturally Fractured Gas-Condensate Reservoirs. SPE paper 90010 presented at the International Petroleum Conference held in Mexico, 2004.
- Moltz A. K. Predicting Gas Well Load-Up Using Nodal System Analysis. SPE paper 24860 presented at the Annular Technical Conference and Exhibition held in Washington D. C., 1992.
- Xiao J. J. and Ahmad J. AL-Muaraikhi. A New Methodfor the Determination of Gas Condensate Well Production Performance. SPE paper 90290 presented at the Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 2004.
