С целью получения исходных данных для подсчета запасов газа и конденсата на разведочных площадях проводятся промысловые исследования скважин на газоконденсатность. Применительно к газоконденсатным исследованиям скважины можно разделить на три группы.

К первой группе относятся скважины (рис. 1, кривая 1), работающие с депрессиями до 10 % в интервале дебитов от минимально допустимого (МДД), обеспечивающего вынос образовавшегося конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру, до равного пропускной способности используемого при исследовании сепаратора (ПСС). Ко второй - скважины (рис. 1, кривая 2), работающие с депрессиями меньше 10 % при дебитах близких к МДД и с депрессиями больше 10 % при дебитах близких к ПСС. К третьей - скважины (рис. 1, кривая 3), работающие с дебитами газа больше МДД при депрессиях свыше 10 %.

При исследовании скважин первой группы необходимо выполнять следующие условия.

1. Скважину достаточно исследовать на одном режиме с дебитом газа не меньше МДД.
2. Для сохранения постоянного дебита газа давление сепарации должно быть не более половины устьевого рабочего давлений.
3. Подготовительный период работы скважины считается законченным, если давление и температура газа на устье постоянны и не меняются.
4. Сепаратор должен работать с нагрузкой, не выходящей за пределы области его эффективного действия.
5. Замерять КГФ и отбирать пробы следует при давлении в сепараторе не выше 5 МПа.
6. Если температура сепарации устанавливается значительно выше температуры окружающей среды, то замер КГФ и отбор проб проводятся при двухступенчатой сепарации газа.

Например, при опробовании разведочной скважины на газоконденсатность используется сепаратор ГСВ-64-600. Паспортная производительность сепаратора при 6,4 МПа равна 340 тыс. м³/сут, при 5 МПа - 280 тыс. м³/сут. При работе по НКТ МДД составляет 160 тыс. м³/сут.

По результатам исследования на продуктивность установлено, что в интервале дебитов 160-280 тыс. м³/сут скважина работает с депрессиями на пласт от 1 до 6 %. Если при работе через 7,5-мм штуцер дебит скважины равен 170 тыс. м³/сут, депрессия на пласт 1,5 %, давление на головке скважины 16,5 МПа, температура 40 °С, то для исследования скважины на газоконденсатность выбирается этот режим.

Перед исследованиями скважина отрабатывалась на 7,5-мм штуцере до стабилизации давления и температуры на устье. Исследования проводились при давлении сепарации 5 МПа, температура в сепараторе была 5°С. В процессе исследования замерялись КГФ и отбирались пробы газа и конденсата под давлением.

Температура проб с момента их отбора до момента обработки в лаборатории не опускалась ниже 15 °С. Таким образом, исследования осуществлялись в полном соответствии с условиями, необходимыми для работы скважин первой группы. Скважины второй группы исследуются на одном режиме - с дебитом газа больше МДД, но с депрессией меньше 10%.

Сначала скважины отрабатываются с выбранным дебитом до стабилизации давления и температуры на устье.

Если устьевое рабочее давление ниже 8 МПа или если при давлении в сепараторе не более 50 % устьевого рабочего сепаратор будет действовать с нагрузкой, выходящей за область его эффективной работы, исследования необходимо проводить при двухступенчатой сепарации газа. В этом случае в первой ступени нужно поддерживать давление равное устьевому.

Например, по результатам исследования скважин на продуктивность установлено, что МДД равен 140 тыс. м³/сут. На 10-мм штуцере скважина работала с дебитом газа равным 150 тыс. м³/сут, при депрессии 7 %. Давление на устье скважины равнялось 8 МПа. Для исследования использован сепаратор ЦСК-160-100.

Для сохранения постоянного дебита газа при исследовании на 10-мм штуцере давление сепарации не должно превышать 4 МПа (т. е. р_сеп<=0,5 р_гол).

При 4 МПа сепаратор ЦСК-160-100 эффективно работает в интервале дебитов газа 75-120 тыс. м³/сут, т. е. МДД не входит в область эффективной работы сепаратора.

При давлении сепаратора, равном устьевому рабочему (8 МПа), область эффективной работы сепаратора находится в пределах 145-240 тыс. м³/сут, т. е. исследования необходимо проводить при работе скважины с дебитом примерно 150 тыс. м³/сут, замерять КГФ и отбирать пробы при двухступенчатой сепарации газа; давление в первой ступени сепарации необходимо поддерживать равным устьевому рабочему.

Обработка отобранных проб, расчет состава пластового газа и потенциального содержания конденсата для первых двух групп скважин производятся согласно требованиям (Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа. М., Недра, 1973.).

Скважины третьей группы исследуются на газоконденсатность на нескольких (4-5) режимах. Режимы выбираются при анализе результатов исследования скважины на продуктивность. Для данной скважины рассчитывается МДД, строятся графики зависимости:

• дебита газа от депрессии на пласт, Qг=f(Dp),
• давления на головке скважины от депрессии на пласт, Ргол=f(Dp),
• давления на затрубье скважины от депрессии на пласт, Рз=f(Dp),
• диаметра штуцера от депрессии на пласт, dшт=f(Dp).

По графику зависимости Q_г=f(Dp) осуществляется выбор четырех-пяти режимов работы скважины, охватывающих интервал депрессий в 30-40 % при дебитах газа от МДД и выше.

При одноступенчатой сепарации газа режим работы скважины задается штуцером, устанавливаемым между фланцами фонтанной арматуры и факельной линией. В сепараторе поддерживается давление, не превышающее 50 % от устьевого.

При двухступенчатой сепарации газа штуцер, определяющий режим работы скважины, устанавливается после сепаратора первой ступени. В последнем поддерживается давление, равное устьевому.

Штуцеры выбираются по графику зависимости dшт=f(Dp).

По графику зависимости Ргол=f(Dp) давление сепарации при исследовании определяется исходя из соотношения Рсеп<=0,5Ргол при одноступенчатой сепарации газа и Рсеп=Ргол при двухступенчатой сепарации.

Замеры КГФ и отбор проб осуществляются на каждом из выбранных режимов.

Во время замера КГФ фиксируется давление на головке и затрубье скважины (Ргол и Рз). По графику зависимости Рз=f(Dp) определяются депрессии на пласт, при которых замерялись КГФ и отбирались пробы.

Для каждого режима работы скважины находятся составы добываемого газа и потенциальное содержание в нем УВ C_5+высш., составляются графики зависимости от депрессии потенциала С_5+высш. и компонентов газа, П = f(Dp) и Сi =f(Dp). Зависимости экстраполируются до пересечения с осью ординат (Dp=0).

За истинный потенциал С_5+высш. и истинную величину данного углеводородного компонента в пластовом газе принимается величина, получаемая пересечением кривой зависимости П=f(Dp) и Сi=f(Dp) с осью ординат. Например, по результатам исследования скважины на продуктивность получены кривые зависимостей:

Рассчитанный МДД для данной скважины равен 155 тыс. м³/сут.

При газоконденсатных исследованиях используется сепаратор ГСВ-64-800 (паспортная производительность 600 тыс. м³/сут).

Из зависимости Qг =f(Dp) видно, что скважина при дебитах газа больше МДД работает с депрессиями от 16 % и выше.

В продукции скважины отмечено присутствие нефти - возрастает плотность конденсата и изменяется его цвет при увеличении депрессии на пласт.

По зависимости dшт=f(Dp) для исследования скважины выбираем штуцеры: 8, 9, 10, 12 и 14 мм. При этом скважина будет работать с дебитами газа соответственна 155, 180, 210, 250 и 270 тыс. м3/сут при депрессиях на пласт примерно 15, 20, 25, 35, 40 %.

По зависимости Ргол=f(Dp) определяем ожидаемые давления на устье скважины. которые будут равны 15,5, 14, 13,2, 10,9 и 8,8 МПа.

Следовательно, при работе в одну ступень в сепараторе необходимо поддерживать давление не более 5 МПа на первых четырех режимах и не более 4,4 МПа на пятом режиме.

На каждом из пяти режимов работы скважины замерены КГФ и отобраны пробы.

Результаты, полученные при исследовании скважины на газоконденсатность, приведены в таблице. По ним составляются графики зависимостей потенциала С5+высш. в добываемом газе от депрессии на пласт и углеводородных компонентов извлекаемого газа (рис. 2).

Экстраполяция кривых (см. рис. 2) до нулевой депрессии даст искомые величины потенциала С₅+высш в пластовом газе и состава пластового газа.

Таким обрядом, дифференцированный подход к исследованию скважин различных групп позволит повысить точность полученных результатов, используемых при подсчете запасов газа и конденсата на разведочных площадях.

Таблица