Оценка потерь углеводородов в залежи пласта Т1-А при разработке Среднетюнгского месторождения

Введение. Экспериментальные РУТ - исследования многокомпонентной газо-конденсатной смеси для определения потерь углеводородов при наличии конденсационной воды в залежи, проводились на рекомбинированных пробах газа сепарации, конденсационной воды и насыщенного конденсата. Пробы пластового флюида отбирались при промысловых исследованиях из скважин, эксплуатирующей газоконденсатную залежь пласта Т1-А Среднетюнгского нефтегазоконденсатного месторождения. Материалы и методы исследований. При эксплуатации нефтегазоконденсатной залежи на истощение компонентный состав (смесь углеводородов и паров воды) добываемой газо-конденсатной системы изменяется, что оказывает влияние на пластовые потери углеводородов, а также на свойства флюидов и динамику их фазового поведения в процессе разработки месторождения. Экспериментальное моделирование условий эксплуатации при различных термодинамических состояниях проводилось с целью определения влияния конденсационной воды на величину извлечения конденсата в процессе разработки. Результаты исследований и их обсуждение. В процессе формирования месторождения образуются в течении геологического времени конденсационные воды при инверсии ловушек с газовыми и газоконденсатными залежами. В залежах при высоких давлениях и температуре количество водяных паров увеличивается, что оказывает отрицательное влияние на величину пластовых потерь углеводородов. В результате моделирования на экспериментальной рУт - установке определялось влияние водяного пара как составной части углеводородной системы на фазовое поведение конденсата в залежи и на величину текущих пластовых потерь в залежи. Учитывать, что многокомпонентные углеводородные системы состоят из смеси газа, конденсата и водяных паров, что существенно меняет свойства системы и динамику ее фазового состояния в процессе разработки. Выводы. При проведении многократных РУТ - опытов определено давление начала конденсации. Из полученной графической зависимости видно, что при контактном и дифференциальном методе исследования начало выпадения конденсата равно пластовому давлению, при наличии в газо-конденсатной системе воды процесс конденсации усиливается. При этом давление максимальной конденсации смещается в сторону начального пластового давления. Характер кривой «пластовых потерь» указывает на усиление процесса конденсации в присутствии конденсационной воды в продукции скважины. При наличии воды до 5 % возросли потери конденсата в залежи, соответственно величина КИК уменьшилась.

1. Грачев С.И., Краснова Е.М., Инякин В.В. и др. Прогнозирование добычи конденсата в рамках контроля за разработкой газо-конденсантых залежей // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10. № 6 (55). С. 9-12.

2. Краснова Е.И., Грачев С.И. Результаты исследования фазового поведения углеводородов при наличии пластовой воды в газо-конденсатной системе. // Академический журнал Западной Сибири. 2012. № 4. С. 10.

3. Краснова Е.И., Островская Т.Д. Оценка увеличения продуктивности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений // Академический журнал Западной Сибири. 2013. Т. 9. № 6 (49). С. 31.

4. Иноземцева А.А., Инякин В.В., Краснов И.И. и др. Мероприятия по увеличению производительности скважин и ограничению притока пластовых вод. Материалы всероссийской конференции. 2015. С. 90-94.

5. Томская В.Ф., Александрова Е.М., Краснов И.И., Катанова Р.К. Обоснование режимов и условий эксплуатации скважин на Среднеботуобинского месторождении. Научный форум. Сибирь. 2019. Т. 5. № 1. С. 11-12.

6. Левитина Е.Е., Пьянкова Е.М., Лесной А.Н. Определение свойств пласта на основе анализа замеров давления глубинными датчиками // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2010. № 3. С. 29-33.