Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 [ 13 ] 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

держание бромидов неколько меньше по сравнению с подошвенной водой (40 - 185 мг/л против 250 - 612 мг/л).

Подошвенные воды представлены крепкими хлоридно-натриевыми рассолами с минерализацией 217 -270г/л (плотность 1,15-1,18 г/см). Содержание йода в подошвенных и краевых водах составляет соответственно 12-16 и 2,5-5,8 мг/л

Конденсационные воды - это водяной пар, растворенный в пластовой газовой углеводородной фазе, конденсирующийся при поступлении в скважину. В основном такие воды имеют весьма низкую минерализацию, но в определенных термобарических условиях (при высоких далениях и температурах) могут иметь в своем составе соли. На химический состав конденсационных вод влияют техногенные воды (например, фильтрат бурового раствора), примеси пластовых вод, в том числе связанная вода. Типичными для Вуктыла считаются конденсационные воды с минерализацией до 1 г/л, а в отдельных случаях - до 10 г/л. Гидрохимическая характеристика основных типов пластовых вод Вуктыльского НГКМ приводится в табл. 1.14.

В результате анализа гидрохимических показателей, получаемых по мере разработки месторождения, выявлена динамика химического состава воды, содержащейся в продукции скважин. Основной тип попутных вод - слабоминерализованные (до 10 мг/л) смеси конденсационных вод и в меньшей степени фильтрата бурового раствора и продуктов реакций, происходящих при солянокислотных обработках. Отмечается тенденция к постепенному уменьшению доли извлекаемых объемов воды, содержащих конденсационные и техногенные воды с увеличением относительных объемов пластовых вод или смесей с преобладанием последних.

В соответствии с проектом "Конденсат-2" на опытном участке УКПГ-8, ограниченном по площади скважинами 7, 127, 128, 150, 254 и 133, в продуктивные отложения московского яруса закачивается сухой тюменский газ. В качестве нагнетательных используются скважины 128, 270, 269 и 273. Эксплуатационные скважины опытного участка - 150, 127, 158, 129, 7, 151, 130, 131, 100 и 133. Структурная карта опытного участка изображена на рис. 1.19.

Таблица 1.14

Характеристика попутных вод Вуктыльского НГКМ

Рис. 1.19. Структурная карта опытного участка в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ.

Скважины: ) - нагнетательные, 2 - добывающие: 3 - изогипсы, м

188 96/169

Ф О 128 "1. 177

ЯГ152 195 ЛДКЭ 132 %

iiQ ® ® Э л?Э-

*Myfi.„... 130 (3l33 149

[02 [э:]5

Рис. 1.20. Фрагмент карты водопроявлений, район опытного участка УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ:

1 - конденсационные воды с минерализацией до 1 г/л; 2 - конденсационные воды с минерализацией до 10 г/л; - смесь конденсационных и пластовых вод; - смесь пластовых, конденсационных вод и продуктов солянокислотных обработок; 5 - пластовые воды; цифры -номера скважин

Для выбранного участка характерно относительно равномерное распределение пластового давления по площади московских отложений, что, по-видимому, должно обеспечить и равномерное продвижение газа при его закачке в пласт. В 1991 г. прогнозное отклонение от среднеарифметического значения пластового давления в московских отложениях опытного участка УКПГ-8 не превысило 0,11 МПа.

На рис. 1.20 изображен фрагмент карты водопроявлений на опытном участке УКПГ-8 по состоянию на конец 1990 г., из которого видно, что воды того или иного типа выносятся почти всеми скважинами участка. Скв. 128, находящаяся на восточной границе опытного участка, работала до перевода в нагнетательные пластовой водой, для остальных скважин ха-

рактерно присутствие в различных соотношениях смесей конденсационных пластовых вод и продуктов реакций, происходящих в ходе солянокислотных обработок. Не отмечено присутствие воды лишь в скв. 254.

По СКВ. 133, вскрывающей отложения московского, башкирского и серпуховского ярусов на южной границе опытного участка, в 1992 г. наблюдалось заметное снижение продуктивности, связанное с продвижением пластовой воды из башкирского яруса, динамика поступления которой отражена в табл. 1.15.

При маломеняющемся дебите газа в течение 1990 г. и даже снизившемся на 0,09 MVcyr притоке воды отмечено возрастание минерализации и соответственно плотности воды, что свидетельствует об увеличении доли пластовой воды в ее смеси с конденсационными водами. В 1992 г. дебит по газу снизился до 293 тыс. м/сут, а минерализация воды достигла 81,6 г/л. К 01.05.93 г. с различной примесью пластовой воды (от 4 % и выше) работают 54 эксплуатационные скважины. Добыча воды за четыре месяца 1993 г. составила 11063,7 т, что соответствует уровню 1992 г.

Усиливающаяся тенденция к обводнению продуктивного пласта Вуктыльского НГКМ обусловила необходимость постановки экспериментальных исследований особенностей процесса извлечения двухфазной углеводородной смеси из пористой среды, содержащей воду.

В ходе реализации программы исследований, выполнявшихся под руководством автора, решались следующие задачи:

разработка методики экспериментальных исследований в обводненном пласте, обеспечивающей минимальную неоднородность распределения во-донасыщенности по длине модели пласта;

разработка методики и экспериментальное изучение процесса изобарического вытеснения двухфазной ГКС сухим газом как в сухой пористой среде, так и при различных значениях водонасыщенности;

проведение экспериментов на установке фазовых равновесий по исследованию влияния степени минерализации пластовой воды, находящейся в контакте с двухфазной газоконденсатной смесью, на межфазное распределение углеводородов.

Пластовые воды, находящиеся в жидкой фазе, можно разделить на две части: гидродинамически свободную и связанную.

Связанная остаточная вода - суммарная неснижающаяся водонасы-щенность пористой среды, при которой эта фаза теряет подвижность; для нее эффективная проницаемость равна нулю. Связанная вода удерживается в породе-коллекторе поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Различают прочно связанную воду, представленную слоями толщиной в несколько молекул, и рыхло связанную воду. Последняя испытывает сорбционное давление до 0,1 МПа. Прочно связанная вода испытывает дав-

Таблица 1.15