Восточно-Макаровское газоконденсатное месторождение введено в разработку в 2010 г. Расположено в Жирновском районе Волгоградской области, вблизи северо-восточной границы с Саратовской областью. В тектоническом плане Восточно-Макаровский лицензионный участок относится к зоне сочленения Уметовско-Линевской депрессии и Каменско-Золотовского выступа (Рис. 1).
Согласно нефтегазогеологическому районированию, Восточно-Макаровское месторождение относится к Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НГО) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На данном месторождении выявлено две газоконденсатные залежи: в песчаниках бобриковского горизонта и в рифогенных верхнефранских отложениях евлановско-ливенского возраста (D3ev-lv). Газоконденсатная залежь евлановско-ливенского горизонта Восточно-Макаровского месторождения находится в разработке. Данный горизонт представлен доломитами светло-буровато-серыми, вишнево-светло-серыми, буровато-светло-серыми, светло-серыми с вишневым оттенком, скрытокристаллическими, с реликтовой детритово-биоморфной, биоморфной (цианофитной или мелкокомковатой), биогермной (водорослевой и водорослево-коралловой) и строматопоро-водорослевой структурами, с неясной субгоризонтальной слойчатостью, плотными, крепкими. В доломитах наблюдается грубая горизонтальная, пологоволнистая субгоризонтальная биогенная слоеватость. Присутствуют также и неслоистые, неравномерно глинистые (1-12 %) и неравномерно известковистые (1-20 %). Наблюдаются различной формы включения и прослои белых ангидритов.
Коллекторские свойства доломитов меняются в широком диапазоне, что объясняется сложной структурой их пустотного пространства. Флюидоупором евлановско-ливенской залежи служат глинисто-карбонатные породы задонского горизонта нижне-фаменского возраста. Непроницаемые породы представлены переслаиванием мергелей темно-серых, доломитизированных, известняков серых, микрозернистых, массивных, неравномерно глинистых, плотных, с отдельными трещинами, которые залечены кальцитом, битумом, известковистых доломитов скрытокристаллических с реликтово-детритовой и водорослевой структурой и грубой горизонтальной слоистостью. Породы неравномерно трещиноватые, трещины открытые и минеральные, разнонаправленные, наблюдаются редкие стилолитовые швы. Толщина 170 - 313 м. Средняя глубина залегания пласта составляет 2600 м. Тип залежи массивная, подстилаемая водой. Коллектор порово-трещинно-кавернозный, сложен карбонатными породами.
Проницаемость коллекторов газоконденсатной залежи, определенная по керну, в среднем составила 68.5*10-3 мкм2. По результатам гидродинамических исследований – в среднем 14.6*10-3 мкм2. Пористость по исследованиям керна. в среднем составляет 0.062. Величина пористости, определённая по ГИС, в среднем 0.069.
Коллектор евлановско-ливенского горизонта разделяется на газонасышенный и водонасыщенный (Рис. 2). Газонасыщенность изучена по результатам исследований керна, в среднем равно 0.74. Коллектор представлен рифогенными карбонатными отложениями. Относительные фазовые проницаемости и коэффициент вытеснения конденсата водой определены на образцах керна продуктивного интервала. ГВК принят по результатам интерпретации ГИС на абсолютной отметке минус 2465.3 м в соответствии с утвержденным при подсчете запасов.
Рис. 2. Схематический геологический профиль по линии скважин Восточно-Макаровского месторождения
Свободный газ относится к метановому типу. Содержание метана в газе составило от 63,17 до 78,87%, этана – 6.772-9.842%, пропана – 3.47-6.54%, бутана – 1.95-7.024%, пентана+высших – 1.846-10.763%, сероводорода – 0.094-0.121%, гелия – 0.045-0.057%, углекислого газа – 0.277-0.8%, азота – 3.24-5.025%. По содержанию основных компонентов газ жирный, бензиновый, сернистый.
Конденсат легкий, маловязкий, малосернистый, малопарафинистый, малосмолистый. Среднее начальное пластовое давление в залежи составляет 23,8 Мпа, пластовая температура в интервале залегания продуктивного пласта изменяется в пределах 68-72 °С.
На Восточно-Макаровском газоконденсатном месторождении пробурено 5 скважин на евлановско-ливенский продуктивный горизонт.
Технология индикаторов-трендеров на базе однофазных расходомеров
Восточно-Макаровская скважина Y была введена в эксплуатацию в июле 2016 года. Скважина работает фонтанным способом. На рисунке (рис. 3) представлена конструкция скважины Y Восточно-Макаровского месторождения. Скважина закончена эксплуатационно колонной 168 мм и открытым стволом 2700-3100 м (измеренная глубина). Эксплуатируется с помощью НКТ 73 мм. Добыча регулируется с помощью дросселя.
Рис. 3. Схема заканчивания скважины Y Восточно-Макаровского месторождения.
Традиционно, мониторинг работы газодобывающих скважин ведется с помощью устьевых манометров (буферное и затрубное давление). В случае изменения буферного давления, регулируется положение дросселя для увеличения или снижения добычи газа. Было решено провести испытания однофазного расходомера в качестве индикаторов-трендеров. В процессе выбора типа однофазного расходомера нужно было учесть существенно-неоднородную среду добываемого флюида. Связано это с тем, что на данной скважине наблюдается увеличение доли конденсата в продукции и снижение дебита по газу. Причиной является снижение пластового давления в газовой шапке и постепенный подъём ГНК [1].
В качестве однофазного расходомера был выбран расходомер для существенно-неоднородной среды на базе трубы Вентури. Расходомер жидкости и газа на основе сужающего устройства в виде трубы Вентури представляет собой классический расходомер данного принципа действия с некоторыми модификациями (Рис. 4). Механическая его часть выполнена с соблюдением принципа модульности и позволяет использовать устройство со сторонним вычислителем. Это может быть удобно при применении расходомера в составе какого-либо автоматизированного комплекса. В то же время части, которые не предназначены для раздельной эксплуатации, представляют собой монолитный блок, что повышает надёжность устройства и снижает его цену. Блок состоит из газовой магистрали с фланцевыми соединителями, сужения со всеми необходимыми каналами или капиллярами (интегрирующими, измерительными, технологическими), отводами для подключения дополнительных датчиков (избыточного давления и температуры среды).
На Рис. 5 представлено сравнение буферного давления (зеленая кривая) и показаний массового расхода (красная кривая) с однофазного расходомера. Синими прямоугольниками выделены режимы снижения расхода из-за проблем на регулируемом дросселе. Данное поведение хорошо отображается на показаниях расходомера. По этим данным добывающей компании была предоставлена своевременная информация и были приняты соответствующие меры по возврату на режим. Несмотря на то, что данные буферного давления показали увеличения давления в данные периоды, но судить по этим данным об проблеме с устьевым оборудованием (смена положения дросселя) – проблематично и недостоверно. Это подтверждается следующими наблюдениями: оранжевыми прямоугольниками выделены режимы увеличения трубного давления, но при этом массовый расход не меняется. Например, в последний период исследований происходит изменение трубного давления с 144 бар до 134 бар, при этом массовый расход не меняется.
По результатам проведенных работ были сделаны следующие выводы:
-
только по одному показанию датчика буферного давления некорректно отслеживать режимы работы скважины.
- однофазный расходомер позволяет отследить изменения режимов работы скважины, провести оценку расхода и своевременно отреагировать в случае необходимости изменения режимов эксплуатации скважин.
После проведенных исследований и анализа данных, было решено расширить возможности мониторинга работы скважины и провести испытания для настройки инструментализованной виртуальной многофазной расходометрии на базе однофазного расходомера для существенно-неоднородной среды.
Инструментализованная виртуальная многофазная расходометрия
Для настройки модели инструментализованной виртуальной многофазной расходометрии были проведены работы на скважине Y Восточно-Макаровского месторождения. Работы проводились с установкой однофазного расходомера типоразмера 45 мм (Рис. 6) и завешиванием погружного манометра на глубину 200 метров от устья скважины.
Исследования проводились на следующих режимах режимах работы скважины:
-
через шлейф с поддержанием расходов 1200, 900, 600, 300 кг/ч и в обратном порядке (см. Таблицу 1) до стабилизации давления;
-
затем осуществлялся перевод на сепаратор до стабилизации давления (Рис. 7);
-
после стабилизации давления проводился замер расхода. Время поддержания расходов составляло 6 часов.
При работе через сепаратор проводился сравнительный анализ расхода на расходомере и на диафрагменном измерителе критического течения (ДИКТ), установленном на сепараторе. В Приложении 1 приведена Таблица 1 с режимами отработки по скважине.
Рис. 7. Схема обвязки скважины №3 Восточно-Макаровского газоконденсатного месторождения во время проведения исследования
На основании данных о газожидкостном факторе, полученном во время испытаний, данные расходомера были обработаны и получены отдельные данные по расходу жидкости и по расходу газа. На Рис. 8 представлены режимы работы скважины на различных уровнях поддержания расхода. На Рис. 9 представлен перепад давления на расходомере.
Рис. 8. Массовый расход флюида (пунктиром отмечены: черный – смена расхода, красный – смена потока флюида на сепаратор, синий поджатие/расжатие задвижки для поддержания необходимого расхода)
Общая тенденция на представленном графике заключается в том, что после перевода потока флюида со шлейфа на сепаратор, наблюдается скачок показаний расхода на 50-100 кг/ч. В периоды поддержания расхода обнаружены некоторые незначительные флуктуации показаний (+- 50 - 100 кг/ч), вызванных, в первом приближении, процессами в затрубном пространстве, которые оказывают влияние на остальные параметры: давление трубное, перепад давлений [2]. Наиболее выраженное влияние наблюдается на графике трубного давления и давления на расходомере (Рис. 10).
Ниже предоставлена Таблица 1 с расчетом дебита газа скважины Y Восточно-Макаровского газоконденсатного месторождения.
Таблица 1. Данные замеров на ДИКТ
В результате сравнения данных расходомера и замеров на ДИКТ составила менее 5%. При этом выявлено оператором цеха добычи неисправная задвижка, на первом режиме поддержания расхода 1200 кг/ч, что привело к невозможности поддержания стабильного расхода на сепараторе и соответственно не корректным замерам (Таблица 2)
Таблица 2. Сравнение значений расхода газа, полученных на ДИКТ и расходомера
Также была проведена настройка многофазной модели скважины для оценки расхода жидкости и газа с помощью многофазного расходомера (Рис. 11).
Рис. 11 Настройка многофазной модели скважины для оценки расхода жидкости и газа.
При заданных давлении, температуре и перепаде давления, величины возможных расходов жидкости и газа, можно отобразить на одной кривой. Точное расположение кривой зависит от линейных плотностей жидкости и газа, диаметров критического и выходного сечения расходомера. Для восстановления точных значений расходов на этой кривой, требуется знать газожидкостное отношение либо плотность флюида [3].
На графике приведены кривые, соответствующие перепадам давления для исследуемых режимов (давление и температура примерно одинаковые). Так же на графике указаны горизонтальные прямые, соответствующие данным с сепаратора, и вертикальные прямые, соответствующие данным с ДИКТ. В идеальном случае две прямые и кривая для каждого режима должны пересечься в одной точке. Но из-за погрешности исходных данных в пересечении получается треугольник, локализирующий наиболее вероятные значения расходов.
Плотность рассчитывается из перепада давления на устье скважины и манометра, расположенного на глубине 200 м (Рис. 12).
Рис. 12. Расчет плотности флюида.
Таким образом, была предложена технология проведения инструментализованной виртуальной многофазной расходометрии с использованием однофазного расходомера. Предложенная методология позволяет оценить плотность флюида и оценить дебиты газа и жидкости.
Заключение
В результате проведенных исследований были получены следующие результаты:
-
построена модель скважины и настроены эксплуатационные параметры для оценки дебита скважины
-
доказано, что стандартного набора данных, доступных для газоконденсатной скважины недостаточно для корректной оценки дебитов
-
обосновано применение однофазных расходомеров в качестве основы виртуальных многофазных расходомеров
-
рассмотрены различные варианты реализации комплекса сбора эксплуатационных параметров для моделирования
-
проведен анализ необходимого и достаточного набора физических измерений на скважине
-
данные использованы для оценки работы отдельных скважин и для перераспределения добычи по фонду скважин
-
повышение точности замеров позволило решить ряд задач контроля разработки месторождения без значительных материальных издержек
-
замеряемость фонда повышена без необходимости перевода скважин на тестовый сепаратор и отжига продукции
-
реализованный подход позволил оптимизировать извлечение жидких углеводородов
Впервые использована комбинация однофазных расходомеров и методов виртуальной расходометрии с целью повышения надежности и достоверности замеров газоконденсатных скважин.
Предложенный подход позволяет значительно повысить качество данных о работе скважин при этом снижает количество испытаний с отжигом углеводородов. Разрешающая способность по времени данных расхода многофазного потока сопоставима с разрешающей способностью датчиков давления (устьевых и забойных), что позволяет применять новые подходы к интерпретации динамических данных в рамках исследований скважин.
