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

Таблица 5.7

Основные физические и физико-химические параметры,

используемые прн контроле за разработкой опытных полигонов с воздействием на пласт

Параметры

Обозначение

Единица измерения

1. Дебиты добывающих скважин

2. Приемистость нагнетательных скважин

3. Индикаторы:

содержание в продукции компонентов (С,,

соотношение компонентов С./С, С./С,, С/С., С,/С5+, изо-С/н-С; Ci-H-C/Cjuao-C, C/Cj, С/С, С,/Сз„ Сз/С„ Сз/Сз,, СуСз,, C,/N,

4. Доля тюменского газа в продукции

5. Конденсатогазовый фактор продукции

6. Молекулярная масса добываемого конденсата

7. Плотность добываемого конденсата

8. Пластовое давление

9. Коэффициент охвата пласта закачанным тюменским газом

а КГФ Р

тыс. MVcyr тыс. MVcyr

% (молярная доля)

г/м г/моль г/см МПа

И ПЛОТНОСТЬ стабильного конденсата находят, применяя стандартные промысловые и лабораторные методики.

Для определения доли тюменского газа в продукции добывающих скважин (а) и коэффициента охвата пласта закачанным тюменским газом (Рохв) специалистами ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаза при участии автора были разработаны описанные ниже расчетные методики.

Доля а в продукции скважины обратно извлекаемого тюменского газа может быть определена по динамике содержания в продукции компонентов, которых в тюменском газе намного больше (метан) или, напротив, намного меньше (этан, азот и др.), чем в пластовой смеси. При этом расчетная формула для определения а в первом случае имеет вид:

а, = [(С,)„род - (C,)J/[(C,)™,„ - (C,)J,

где (С,)прод - содержание компонента (метана) в добываемой продукции; (СЛтюм - то же в закачиваемом газе; (С,)пд - то же в пластовом газе. Во втором случае расчетная формула имеет вид:

Оа = [(С,)„л - (С,)„род]/[(С,) - (C,),„J.

аз = [(N,) - (N,)„p]/[(N,) - (N,)™J.

Поскольку компоненты, по динамике содержания которых рассчитывается доля тюменского газа в продукции, различаются значениями констант межфазного равновесия, т.е. растворимостью в пластовом ретроградном конденсате, точность определения будет выше для слаборастворимых компонентов, например для азота.

Для оценки коэффициента охвата пласта закачиваемым газом используют следующую информацию:

объем пор опытного участка или начальные запасы пластового газа в этом объеме О;

объем сухого тюменского газа, закачанного в пласт на расчетный момент времени, О.г.,»!

объем тюменского газа, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени, Оттизвл!

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым газом, рцдг, и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, р,;

коэффициенты сжимаемости пластового и тюменского газов при текущих термобарических условиях пласта и 7.

При этом делается допущение, что границы опытного участка непроницаемы и перетока флюидов через них не происходит.

Расчетная формула в этом случае имеет следующий вид:

Р = Рплг • г,,ЛО..г.з« - а.г,доб)/г.г • Ртг • 0„

ИА.Г»

где Отрдоб = ©„и ДОб • а; 0„з, доб - объем газовой смеси, состоящей из пластового и тюменского газов, добытой с момента начала закачки последнего до расчетного момента времени; а - доля тюменского газа в этом объеме.

Продуктивные отложения Вуктыльского месторождения включают пять объектов, из которых основным является третий (III), представленный московским ярусом. На полигоне в районе УКПГ-8 воздействие сухим газом осуществляется именно на третий объект. Однако добыча остаточных запасов углеводородов ведется также из других объектов (серпуховские и прочие отложения). В этих условиях очень важно отслеживать динамику профилей приемистости в нагнетательных и притока в добывающих скважинах.

Таким образом, получаемые геофизическими методами характеристики работы скважины являются также важными параметрами контроля за воздействием на пласт.

Методика расчета добычи ретроградных углеводородов

Ниже излагается методика расчета добычи этана, пропана, бутанов, пентанов плюс высшие, составляющих ретроградную часть продукции скважин. Поскольку расчет производится с помощью компьютеров, алгоритм расчета представляет "пошаговую" последовательную систему счета, предложенную автором совместно с В.А. Николаевым и С.Г. Рассохиным. [1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

Крод = пОср (млн. м),

где - среднесуточный дебит газа за расчетный период; п - количество дней в периоде.

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

гюм = а [1] (млн. м),

где а - среднее значение доли тюменского газа за расчетный период (в долях единицы).

[3] Определение объема пластового газа за расчетный период:

= [1]-[2] (млн. м).

(Примечание. Расчетный период - количество дней л между двумя соседними датами измерения параметров данной скважины.)

[4] - [9] - Отбор ЖУВ с продукцией за расчетный период:

[4] масса Срд = 12,50-С2[1] (тонны), [5] масса Сзпрод = 18,ЗЗСз-[1] (тонны), [6] масса Срод = 24,16С4[1] (тонны),

[7] масса Сз+рд = 0,4157С5+-[1] (тонны),

[8] суммарная масса €2-4 пред = [4] + [5] + [6] (тонны), [9] суммарная масса С2+ „роА ~ + [81 (тонны),

где С2, Сз, С4, С5+ - средний состав газа продукции за расчетный период, % (молярная доля); М - средняя молекулярная масса С5+ за расчетный

период, г/моль.

Примечание. Молекулярная масса рассчитывается из промыслового КГФ по формуле

Q02406gc3,-(100-CsJ

где - КГФ промысловый, г/м; С5+ - мольный % С5+ в газе продукции; 0,02406 - объем 1 моль газа при ( = 20 °С, м.

[10] -[13] - Отбор ЖУВ с фоновым газом за расчетный период:

[10] масса Сфон = 12,50-С[31 (тонны), (И] масса Сзф<,„ = 18,330131 (тонны), [12] масса С4ф„н = 24,16-С;] (тонны), [13] масса С5+ф<,„ = 0,4157-С5+-Мс - [3] (тонны),

где Cj, Сз, С4, Сз - состав фонового газа, % (молярная доля); М - молекулярная масса С5+ фонового газа, г/моль, равная 0,02406 дсз .(lOO-C.)

Mi =

где gj ~ средний промысловый КГФ от момента начала эксплуатации

скважины до момента прорыва на ней тюменского газа, г/м; 0,02406 - объем 1 моль газа при ( = 20 °С, м.

(Примечание. Состав фонового газа - это средний состав газа продукции от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа.)

[14]-[17] - Отбор ЖУВ с тюменским газом за расчетный период:

[14] масса С.» = 12,50-Q-[2] (тонны), [15] масса Сз,„„ = 18,33-С [2] (тонны), [16] масса С4™„ = 24,16-С;-[2] (тонны), [17] масса С5+,„„ = 0,4157-С-М • [2] (тонны),

где Cj, С3, С4, С - состав закачиваемого тюменского газа, % (молярная доля); М - молекулярная масса С5+ тюменского газа.

Определение М . Из известной плотности тюменского газа находим молекулярную массу тюменского газа:

тюм = 0,02406-р™,„; Рткж - плотность тюменского газа, 682,6 г/м; 0,02406 - объем 1 моль газа при ( = 20 °С (м); M„« = 0,02406 (м7моль) х X 682,6 (г/м) = 16,42 (г/моль).

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль: