Фазовые превращения в газодобывающих скважинах Ковыктинского газоконденсатного и Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождений (Восточная Сибирь)

Проанализированы основные характеристики Ковыктинского газоконденсатного месторождения (КГКМ) и Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ): пластовые температура и давление, состав газа, общая минерализация и ионный состав пластовой воды. Для КГКМ рассчитано влагосодержание пластового газа в равновесии с чистой и минерализованной водой, определены температурные профили типичной эксплуатационной скважины при различных дебитах газа, и дано сравнение с температурными профилями скважин ЧНГКМ. Проведен детальный анализ фазовых равновесий в системе «вода + газ + минеральные соли + метанол» в скважинах этих месторождений. Показано, что для скважин КГКМ в отсутствие выноса пластовой воды конденсация паров воды в насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважины начинается не сразу, а на некотором расстоянии от забоя скважины, при этом пары воды конденсируются в жидкую воду. В верхней части НКТ ближе к устью скважины возможен режим гидратообразования. Тогда как для чаяндинских скважин содержащиеся в газе пары воды конденсируются в НКТ в гидратную фазу, минуя жидкую воду. При закачке метанола или водометанольного раствора (ВМр) на забой скважины картина фазовых превращений меняется. В НКТ скважин Ковыктинского ГКМ первоначально происходит полное испарение метанола в газовую фазу, а конденсация ВМр начинается выше по стволу скважины, защищая от гидратов устье скважины. В случае Чаяндинского месторождения при подаче метанола на забой метанол частично испаряется в газовую фазу, а пары воды конденсируются. При этом образуется разбавленный ВМр, который может интенсифицировать процесс гидратообразования. В случае выноса минерализованной пластовой воды в скважину конденсация паров воды из газа начинается сразу на забое, при этом концентрация солей в жидкости уменьшается. Для КГКМ концентрации солей тем не менее оказывается достаточно для самоингибирования скважин, тогда как для ЧНГКМ требуется дополнительная подача метанола. Также отмечены особенности выпадения нестабильного углеводородного конденсата и изменения его состава вдоль НКТ скважин этих месторождений.

1. Буракова С.В., Изюмченко Д.В., Минаков И.И., Истомин В.А., Кумейко Е.Л. (2013). Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Восточной Сибири (на примере ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ). Вести газовой науки, (5 (16)), 124-133.

2. Былков В.А., Раскулова, Т. В. (2024). Сравнительная характеристика физико-химических свойств газовых конденсатов Ковыктинского и Средневилюйского месторождений Вестник АнГТУ №, 18, с 55-59.

3. Истомин В.А., Изюмченко Д.В., Крапивин В.Б. и др. в (2022). Особенности применения метанола для предупреждения гидратообразования в скважинах Чаяндинского НГКМ. НефтеГазоХимия. № 1-2. С. 60-67. https://doi.org/10.24412/2310-8266-2022-1-2-60-67

4. Истомин В.А., Изюмченко Д.В., Сергеева Д.В. и др. г (2022). Анализ термобарических режимов работы эксплуатационных скважин Чаяндинского НГКМ. Наука и техника в газовой промышленности. Т. 90. № 2. С. 39.

5. Истомин В.А., Крапивин В.Б., Тройникова А.А. и др. б (2022). Гидратообразование при добыче газа на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении. Часть 2. Газоконденсатные скважины. Газовая промышленность. № 3 (830). С. 20–26.

6. Истомин В.А., Федулов Д.М. а (2013). Термодинамика призабойной зоны пласта с учетом минерализации остаточной воды в коллекторе и возможности гидратообразования. Вести газовой науки, (4 (15)), 6-14.

7. Истомин В.А., Федулов Д.М., Минаков И.И., Квон В.Г., Буракова С.В. б (2013). Предупреждение гидратообразования в призабойной зоне пласта при высокой минерализации остаточной воды в коллекторе. Вести газовой науки, (4 (15)), 15-21.

8. Истомин В.А., Федулов Д.М., Сергеева Д.В. и др. а (2022). Гидратообразование при добыче газа на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении. Часть 1. Призабойная зона пласта. Газовая промышленность. № 2 (828). С. 46–54.

9. Квон В.Г., Крапивин В.Б., Глазова Т.В. и др. (2022). Особенности отложения и накопления гидратов в НКТ скважин Чаяндинского НГКМ. Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем. С. 70.

10. Кокарев П.Н., Сердюкова В.А., & Диких И.А. (2018). Особенности строения пород-коллекторов парфёновского горизонта Ковыктинской зоны газонакопления по материалам геофизического исследования скважин и результатам испытаний скважин. Науки о Земле и недропользование, 41(3 (64)), 78-92. http://doi.org/l0.21285/2541-9455-2018-41-3-78-92

11. Крапивин В.Б., Истомин В.А., Квон В.Г. и др. (2022). Анализ совместимости минерализованной пластовой воды газоконденсатных месторождений Восточной Сибири с водными растворами метанола. НефтеГазоХимия. № 1. С. 33-39. https://doi.org/10.24412/2310-8266-2023-1-33-39

12. Тройникова А.А., Истомин В.А., Семенов А.П. и др. (2022). Перспективы применения электролитов как ингибиторов гидратообразования. Вести газовой науки. № 3 (52). С. 90-100.

13. Федулов Д.М., Истомин В.А., Николаев О.В., Моисейкин П.А. (2017). Изменение свойств нестабильного углеводородного конденсата при движении флюида газоконденсатных месторождений в системе «пласт-скважина-шлейф». Вести газовой науки, (2 (30)), 132-138.

14. Чурикова И.В., Пылев Е.А., Семенов Е.О., Чуриков Ю.М., Семенова Е.В., Чудина А.А., Симонов А.В. (2019). Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Вести газовой науки, 4 (41), с.153-163.

15. Шандрыгин А.Н., Филоненко П.П. (2022). Оценка насыщенности связанной нефтью газовой шапки нефтегазоконденсатных залежей на основе математического моделирования пластовой углеводородной системы. Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем. Материалы IV Международной научно-практической конференции. С. 66.

16. Шандрыгин А.Н., Филоненко П.П. (2024). К вопросу оценки насыщенности связанной нефтью порового пространства газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 11(395). С . 55-61.