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

Компоненты								Сумма
Состав,	98,018	0,86	0,237	0,105	0,037	0,72	0,023	100,0
% (мо-
лярная
доля)
Моли	0,9802	0,0086	0,0024	0,00105	0,00037	0,0072	0,0002
Моле-	16,04	30,07	44,09	58,12	Расчет-	28,01	44,01	16,42
кулярная
масса.
г/моль
Масса, г	15,72	0,259	0,106	0,061		0,202	0009	16,42

= 0,063 г, отсюда М = 0,063/0,00037 = 170,27 г/моль.

[18]-[23] - Отбор ЖУВ ретроградной части:

[18] масса Срр = [4] - [10] - [14] (тонны),

[19] масса Сзр„р = [5] - [И] - [15] (тонны),

[20] масса Qp = [6] - [12] - [16] (тонны),

[21] масса С, = [7] - [13] - [17] (тонны),

[22] масса Сз-Сдрр = [18] + [19] + [20] (тонны),

[23] масса С = [21] + [22] (тонны).

[24] - [25] - средний КГФ:

[24] газа продукции за расчетный период: [7]/[1] {т/и\

[25] приходящийся на долю тюменского газа за расчетный период: [21]/[2] {т/и\

[26] - [28] - среднесуточная добыча:

[26] ретроградного конденсата за расчетный период: [21]/л (т/сут), где п - количество дней в расчетном периоде; [27] промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период: [22]/п (т/сут); [28] конденсата и промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период;

[26] + [27] (т/суг),

[29] - [34] - общая накопленная добыча: [29] С5+ (из газа продукции):

С5,„р„д=С5,„р„д-ьС5,„р„д (тонны), О о

где N - порядковый номер расчетного периода; [30] ретроградного конденсата:

Csperp+Csperp,, (ТОННЫ),

[31] промежуточных углеводородов (из газа продукции):

Х2-4проА =Х2-4проА +С2-4ароА, (ТОННЫ),

[32] промежуточных углеводородов из ретроградной части:

ЛГ+1

Х-Р«Р=Х-1-Ч.+ С2-4ретр (ТОННЫ),

[33] (из газа продукции): [29] + [31] (тонны), [34] С2+ из ретроградной части: [30] + [32] (тонны),

[35] - [38] - содержание углеводородов: [35] этана в газе продукции: [4]/[1] {т/и\

[36] пропана в газе продукции: [5]/[1] {т/и).

[37] бутанов в газе продукции: [6]/[1] (гМ,

[38] промежуточных углеводородов в газе продукции:

[35] + [36] + [37] (г/м).

[39] - Накопленная добыча газа продукции:

V„p„л=llv„p„л+V„poд, (МЛН. М),

ЛГ+1

[40] - [43] - содержание углеводородов:

[40] ретроградного конденсата в накопленном газе продукции: [30]/[39] (г/м),

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном газе продукции:

[32]/[39] (г/м),

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период: [21]/[1] (г/м),

[43] промежуточных углеводородов ретроградной части в газе продукции за расчетный период: [22]/[1] {т/и\

Геофизический контроль

При воздействии на газоконденсатный пласт внешними агентами существенно возрастает роль геофизических методов для контроля за процессами в пласте, и в первую очередь на месторождениях с большим этажом газоносности. К таким месторождениям относится Вуктыльское НГКМ, продуктивная толща которого в сводовых частях достигает 1,5 тыс. м.

Для контроля и управления процессом воздействия необходимо иметь надежную информацию о динамике профилей поглощения в нагнетательных скважинах и профилей дренирования по добывающему фонду. В задачи геофизического контроля входит также контроль за техническим состоянием стволов скважин, обводнением пластов, изменением термобарических условий в призабойных зонах.

Для решения этих задач на Вуктыльском НГКМ при тесном сотрудничестве автора с А.А. Захаровым, Н.В. Долгушиным, Е.М. Гурленовым и специалистами опытно-методической партии ООО "Вуктылгазгеофизика" в течение последних лет осуществлен целый ряд методических и опытно-конструкторских разработок, позволивших существенно увеличить информативность дистанционных глубинных исследований.

При геофизическом контроле за процессом воздействия на пласт на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений возникает ряд факторов, существенно затрудняющих исследование скважин стан-

дартными методами газодинамического каротажа (ГДК). В частности, даже для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насос-но-компрессорными трубами (НКТ), определение профиля притока подчас невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходомеров (РМГ) типа "Метан", не имеющих до сих пор градуировочных стендов и соответственно градуировочных характеристик в трубах различного диаметра. Мало что дает и дублирующий метод определения интервалов притока флюида по отрицательным аномалиям на термограмме (ТМ) режима отбора: выход выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента Джоуля - Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом случае показания термоанемометра (термокондуктивного расходомера РТ) вообще не представительны, так как зависят одновременно от изменений трех параметров температуры, скорости потока флюида и его влажности.

Еще хуже обстоит дело с исследованием продуктивных интервалов, перекрытых НКТ, так как по мере снижения пластового давления и соответственно дебитов скважин становится невозможным использование режима отбора только по затрубью (ЗТ) с целью избежать наложения температурных полей, характерного для отбора по НКТ (нисходящего в ЗТ и восходящего в НКТ). В то же время по мере истощения месторождения доля фонда скважин с продуктивными интервалами, перекрытыми НКТ, увеличивается, так как в процессе капитального ремонта, как правило, опускают НКТ на возможно большую глубину для улучшения условий выноса жидкости с забоя. Наконец, значительная часть фонда скважин на заключительной стадии разработки месторождений имеет продуктивные интервалы, что осложняет результативность стандартного "ГИС-контроля" на основном рабочем режиме отбора.

Для Вуктыльского НГКМ в настоящее время характерна еще одна проблема, связанная с контролем режима закачки сухого газа высокого давления (ГВД) в продуктивный пласт с целью повышения его углеводородоотдачи.

При этом приходится контролировать такие параметры, как, например, профиль приемистости (оттока флюида из ствола скважины), используя РМГ типа "Метан" в непредусмотренном при его создании режиме обратного (нисходящего) потока. Особое значение при закачке ГВД приобретает определение интервалов поглощения (Я„), т.е. тех интервалов в продуктивной толще, по которым реально движется в околоскважинном пространстве закачиваемый в данную скважину газ. Очевидно, что достоверное выделение интервалов поглощения и контроль за их изменением во времени является важной составной частью комплекса наблюдений за распространением фронта вытеснения.

Перечисленные выше основные особенности скважин Вуктыльского НГКМ предопределили комплекс опытно-методических и промыслово-геофизических работ по совершенствованию методических основ "ГИС-контроля", проведенный автором в 1990-1997 гг. совместно с коллективом ООО "Вуктылгазгеофизика", специальной опытно-методической партией (СОМП) в его составе, СеверНИПИгазом и Вуктыльским ГПУ в содружестве с трестом "Центргазгеофизика" и ГАНГ (ныне РГУНГ) им. И.М. Губкина.

При количественной оценке профилей нагнетания и притока газа