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

5 ea

Рис. 5.44. Среднесуточная добыча ретроградных углеводородов:

/ - С,,;2 -С,-С,; J - С,,

Контроль за охватом пласта тюменским газом

По состоянию на 01.01.98 на опытном участке добыто с начала эксперимента около 2,38 млрд. м газа, закачано в пласт более 1,71 млрд. м сухого тюменского газа. С середины 1995 г. на всех добывающих скважинах, кроме СКВ. 7, ведется отбор кроме пластового также ранее закачанного тюменского газа. Доля последнего в продукции участка в целом превышает 35% (см. рис. 5.35).

Оценка коэффициента охвата пласта тюменским газом позволяет получить представление об эффективности вовлечения остаточных запасов углеводородов опытного участка в разработку с воздействием закачиваемым агентом.

Коэффициент охвата Ко„ пласта закачанным тюменским газом наиболее легко рассчитывать балансовым методом, принимая допущения, что границы опытного участка непроницаемы и что коэффициенты сжимаемости закачанного и пластового газов одинаковы в условиях залежи.

Для расчета используются следующие параметры (см. раздел 5.33):

• объем пор опытного участка или запасы пластового газа Уцдг в этом объеме;

• объем сухого тюменского газа Узд.,,. закачанного в пласт на расчетный момент времени;

• объем тюменского газа Уизва.т.г. извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени.

На 01.01.98 Ко„ при V, = 1562,65 млн. м составил

ох» = (V3„.T.r - V„,,,,,)/Vr = (1711,68 - 829,5)71562,65 = 0,56, или 56 %.

Анализ динамики добычи углеводородов пропан-бутановой фракции

При корректировке регламента на закачку сухого газа и отбор продукции, проводившейся в 1997 г. ВНИИГАЗом, было отмечено, что необходимо продолжать систематическую оценку текущих и накопленных затрат тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов, впредь выделяя наряду с затратами газа на добычу С2+, С - С, С5+ затраты на добычу фракции Сз -I- С4.

Таким образом, перечень параметров, определяемых в ходе авторского надзора на полигоне в районе УКПГ-8, с 1997 г. дополнен следующими:

• добыча ретроградных углеводородов С3 -I- С;

• удельные затраты тюменского газа на добычу 1 т С3 -I- С.

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модернизированы программы расчета всех показателей контроля (как по отдельным скважинам, так и по участку в целом).

Из графиков рис. 5.45, а, б - 5.46, а, б видно, что объем добычи промежуточных углеводородов в целом пропорционален как доле тюменского газа в продукции, так и дебитам скважин (см. рис. 5.38). Рис. 5.45, б (скв. 131) и 5.46, б (скв. 150) имеют пологие участки, соответствующие времени остановок этих скважин на период проведения ремонтных работ.

На рис. 5.47 показана динамика добычи пропан-бутановой фракции ретроградной части продукции по участку в целом. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных н-С -I- изо-С, верхняя - С3, а столбец в сумме показывает величину добычи Cj.. Согласно этим данным, к 01.01.98 на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных пропана и бутанов.

Текущие и накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных пропана и бутанов были представлены в виде дополнительно построенных графических зависимостей на рис. 5.42 и 5.43 (см. выше). На 01.01.98 г. они составили соответственно 37,3 и 41,68 тыс. м газа на 1 т.

Из приведенных графических и табличных материалов видно, что результатом воздействия на залежь в пределах опытного участка впервые в мире является крупная промышленная добыча ретроградного конденсата. С начала процесса закачки (17.09.93) к 01.01.98 г. на опытном участке добыто 562,38 тыс. т углеводородной фракции С2+, в том числе 76,18 тыс. т, или 13,55%, составляет ретроградная жидкость. Из общего количества 562,38 тыс. т С2+ 474,12 тыс. т получено на тех скважинах, к которым прорвался тюменский газ. Доля ретроградной жидкости в добыче этих девяти скважин (см. табл. 5.10) достигала 16,06%. В составе фракции С2+ стабильного конденсата (С5+) добыто 99,27 тыс. т, в том числе 24,32 тыс. т, или 24,50 %, - ретроградная часть. На девяти скважинах, продуцирующих смесью пластового и тюменского газа, добыча С5+ равна 85,06 тыс. т, а доля ретроградной жидкости - 28,59 %. В общем объеме добычи углеводородов С2+ и С5+ наряду с получением ретроградных углеводородов обеспечен прирост добычи и за счет поддержания пластового давления в пределах опытного участка и повышения устойчивости работы добывающих скважин.

4500 4000 -3500 -н 3000 -2500 -I 2000}- 1500 1000 -500 -О

S; S; S; S S

в. в

а в. X в

к еа

нав.енав.1;на кз;вЗ:<хв а я о я а

Рис. 5.45. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на СКВ. 129; б - на скв. 131; ) - С3; 2 - С,

В целом анализ результатов оперативного контроля за ходом процесса по данным текущих промысловых исследований скважин опытного участка по закачке сухого газа в пласт показал практически полное соответствие параметров, получаемых непосредственно на промысле, данным, полученным в ходе проведения лабораторных экспериментов и аналитических исследований.