Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

плотными,

глинистыми карбонатными породами, в основном с пористос-

тью хп = 0,1 — 3 %. Трещинно-поровые коллекторы по площади развиты в

виде ограниченных полей, по разрезу это — отдельные тонкие прослои и

линзы.

Доля их составляет от 3 до 10 % толщины горизонтов. Так же, как

тульские и алексинские отложения, толща нижнепермских — верхнека-

менноутольных карбонатов в целом относится к низкопоровым

"неколлекторам", которые на процесс закачки газа отрицательного влия-

ния

не окажут.

Остановимся на особенностях флюидонасыщения продуктивного раз-

реза и характере водопроявлений по информации, известной к началу

проектирования

технологической схемы эксплуатации опытного участка. В

разрезе Вуктыльского месторождения относительно однородные

(трещинно-поровые) коллекторы, как правило, залегают в виде довольно

тонких пластов, разделенных низкопористыми и непоровыми коллектора-

ми,

но в сумме составляющих значительные толщины. Породы-коллекторы

независимо

от гипсометрии и стратиграфического положения имеют слож-

ное

строение и характеризуются резкой неоднородностью по ФЕС, что, в

свою очередь, в процессе разработки оказывает влияние на характер на-

сыщения

пластовыми флюидами продуктивной толщи залежи.

В 1981 г. по данным ГИС с

учетом

результатов опробования скважин

было установлено наличие в приконтактной части залежи зоны трехфлю-

идного насыщения, которая была названа "переходной зоной". Эта зона

находится

между

чисто газонасыщенной и чисто водонасыщеннои частями

разреза. В скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, она насыщена неф-

тью, в остальных — имеет смешанное газонефтеконденсатоводяное насы-

щение.

Особенностью "переходной зоны" является ее перемещение (в про-

цессе разработки) по разрезу из области повышенного давления

(приконтактной)

в зону с низким градиентом давления (к своду). Миграция

"переходной зоны" обусловливается как условиями эксплуатации, так и

степенью активности внедрения пластовых вод в залежь. В целом все это

приводит к расформированию нефтяных оторочек и увеличению толщины

"переходной зоны" за счет продвижения ее границы не только в пластах с

пористостью более 6 %, но и за счет пропитки жидкими пластовыми флю-

идами низкопористых коллекторов.

Для рассматриваемого участка границы "переходной зоны" определе-

ны

в интервале отметок минус

3207

— минус

3270

м, что

дает

толщину зо-

ны

в 63 м. Выше этой зоны характер текущей насыщенности продуктив-

ного разреза пластовыми флюидами определялся по данным бокового и

радиоактивного каротажа (БК, ГК + НГК). Насыщение продуктивного

разреза газообразными и жидкими УВ опытного участка изменяется от

контура продуктивности к

своду

залежи. Так, в бобриковских песчаниках

скв. 254 и 195 насыщение изменяется от чисто газового (газо-

насыщенность

а,. > 70 %, конденсат растворен в газе) до газоконденсатно-

го (а

= 60 — 70 %, конденсат находится в рассеянном капельно-жидком

состоянии),

газожидкостного (а

< 60 %, смешанное насыщение, конден-

сат + нефть в жидкой фазе и газ) и до насыщения разреза пластовой во-

дой. Преобладают газоконденсатный и газожидкостный типы насыщения,

на

долю которых приходится 72 — 86 % эффективной толщины горизонта.

Чисто газовое насыщение составляет 14 — 28 %.

Михайловский разрез на участке имеет чисто газовое или газоконден-

521

сатное насыщение. На чисто газовый тип насыщения приходится 57 — 61 %

эффективной

толщины горизонта, на газоконденсатный 39 — 43 %.

В стешевско-веневских карбонатах эти отложения имеют сложное

распределение насыщенности. Здесь чисто газовое насыщение изменяется

пределах от 14 до 10 % эффективной толщины, газоконденсатонасыщен-

ность от 14,4 до 70,2 % и на газожидкостное насыщение приходится 15 —

28,6 % эффективной толщины горизонта.

Башкирско-протвинские

отложения вскрыты всеми скважинами рас-

сматриваемого участка. Они характеризуются смешанным насыщением.

Большую часть (60 %) составляет газоконденсатное и газожидкостное на-

сыщение,

которое охватывает от 35 до 100 % эффективного разреза, на

чисто газовое насыщение приходится меньшая часть (40 %) толщины кол-

лектора.

Разрез

московских отложений имеет сложное смешанное насыще-

ние

— от газожидкостного, газоконденсатного до чисто газового, значения

их соответственно составляют 43 — 47,6; 5,3 — 56 и 11 — 100 % эффективной

толщины

горизонта.

Нижнепермский

(артинский-ассельский) и верхнекаменноугольный

разрез в пределах участка имеет как чисто газовое, так и газоконденсатное

газожидкостное насыщение. Интервалы флюидонасыщенных коллекто-

ров прослеживаются редкими тонкими прослоями. Доля их в эффективной

толщине горизонта составляет

77—100;

56; 22,2 — 43,3 %.

Рассматриваемая продуктивная толща в пределах опытного участка от

башкирско-протвинских

отложений до кровли залежи (подошва кунгур-

ских отложений) имеет в основном газовый и газоконденсатный характер

насыщения.

Характер и интенсивность водопроявлении в залежи определяются по-

ложением скважин на структуре, расстоянием работающих объектов до

ГВК, выходом на его уровень верхневизейско-московской проницаемой

толщи, наличием микро- и макротрещиноватости и условиями эксплуата-

ции

скважин (форсированный режим).

1985 по 1989 г. основной очаг обводнения скважин сформировался

от скв. 26 до скв. 188, далее по восточному пологому крылу, а также на

запад от скв. 188 за счет вовлечения в него скв. 7, 129 и 133. На восточном

крыле пластовые воды распространились по восстанию пластов до скв. 90.

Локальный очаг поступления минерализованной воды сформировался в

принадвиговой зоне в районе скв. 101. Таким образом, по залежи со сто-

роны

восточного крыла сформировалась обширная зона селективного об-

воднения

по верхневизейско-московским карбонатам. По гипсометрии во-

да появляется на все более высоких отметках и к настоящему времени она

обнаруживается уже на 300 м выше ГВК (отметка начального ГВК минус

3350

м, скв. 104, 151, 105, 128, 129, 130), что говорит о быстрых темпах

продвижения воды в последний период.

В ряде скважин - 62, 83, 152, 163, 167, 170, 179, 186, 192 и 195, рабочий

интервал которых расположен выше ГВК, получены притоки пластовых

вод при испытании. Это свидетельствует об обводнении значительной час-

ти продуктивной толщи не только непосредственно на участках работаю-

щих скважин, но и на пространстве

между

ними. В пределах рассматрива-

емого участка уровень водопроявлении в скважинах определяется гипсоме-

трическим положением верхней границы "переходной зоны", которая

здесь находится на средней отметке минус

3207

м.

522

В процессе эксплуатации залежи в скважины поступают воды

трех

ге-

нетических типов, что свойственно и опытному

участку:

пластовые воды, представленные главным образом подошвенными;

конденсатогенные воды (техногенные конденсационные);

технические жидкости (продукты СКО).

В большинстве случаев попутные воды представлены сложными сме-

сями

указанных типов.

Так,

наличие чисто конденсационных вод зафиксировано в продукции

скв.

66, 90, 15 и 104, конденсационные и пластовые имеют место в скв. 18,

84, 91, 92, 101, 105, 159, 257, с регулярным выносом минерализованных вод

работают скв. 128, 129, 131, 150, 151, 158, 195.

Интенсивность

водопритоков изменяется от 1

/сут

до 10

/сут

более.

выносом жидкости до 1

/сут

работает скв. 158, с дебитом

2-4

/сут

- скв. 84, 92, 129, до 10

/сут

- 38, 128. В совместно рабо-

тающих скв. 91 и 98 дебит жидкости составляет 12

/сут.

Оценка

текущих запасов газа и конденсата участка по состоянию на

01.01.89

в условиях взаимодействия со всей залежью была проведена объ-

емным

методом.

Исходные данные для расчета находились следующим образом.

Площади

участков были определены по карте масштаба 1 : 25 000 в

границах контура продуктивности и по забоям скв. 127, 128,

131/150,

254,

133.

Параметр к

• h^ (произведение коэффициента пористости в долях на

эффективную

толщину) для стратиграфических горизонтов находился как

среднеарифметический из средневзвешенных по скважинам. Текущие дав-

ления

по горизонтам приняты на основании имеющихся глубинных заме-

ров путем пересчета на соответствующие абсолютные отметки.

Текущий коэффициент газонасыщенности К

принят по материалам

ГИС

как среднеарифметическая величина по трем скважинам.

Для пачек III, IV, V текущие К

отличаются от начальных незначитель-

но.

Для пачки VI (михайловский горизонт) и бобриковской залежи газона-

сыщенность в настоящее время снизилась.

Коэффициенты

сверхсжимаемости, перевода пластового газа в

"сухой", усадки выпавшего в пласте конденсата, текущее содержание С

добываемом газе, изменение порового пространства за счет выпавшего

"сырого" конденсата находились по зависимостям, полученным по данным

экспериментальных и промысловых исследований газоконденсатной ха-

рактеристики.

Величины подсчетных параметров и результаты оценки запасов

участ-

ка

приведены в табл. 5.4.

Результаты физического и математического моделирования процесса

воздействия на истощенный газоконденсатный пласт неравновесным

сухим

газом, изложенные в предыдущих

главах,

свидетельствуют о том, что на-

гнетание

сухого

газа в натурный пласт позволит существенно повысить

эффективность

доразработки остаточных запасов Вуктыльского место-

рождения. Однако на стадии проектирования невозможно

учесть

все осо-

бенности процесса в условиях натурного пласта, характеризующегося

большими эффективными толщинами, сильной неоднородностью и трещи-

новатостью пород-коллекторов. Поэтому целесообразно провести опытно-

промышленные

испытания предлагаемых методов повышения извлечения

523

Таблица

5.4

Текущие запасы газа и конденсата

опытного

участка

Пачка

Ь +

С,рг

C,sr + vn

VI C,mh

Всего:

Пло-

щадь,

5637,5

5562,5

4918,75

3662,5

6,835

2,245

5,795

1,758

Поровый

объем,

38532,3125

12487,8125

28504,1563

6438,675

85962,9563

Текущие

параметры

«г

0,8

0,65

0,81

0,5

газонасы-

щенный

объем,

1000 м

30825,85

8117,078

23088,367

3219,3375

65250,6325

давле-

ние,

МПа

5,2

5,27

5,32

5,36

тем-

пера-

тура,

324

326

329

330

0,898

0,900

0,902

0,901

Запасы

в газовой фазе

газа

пласто-

вого,

-м

1562,655

413,541

1173,997

164,508

3314,701

том числе

газа

"сухого",

1461,791

386,848

1098,22

153,89

3100,749

58471,65

15473,93

43928,8

6155,59

124029,97

Объем

выпав-

шего

конден-

сата,

3452,5

913,2

2609,0

364,4

7339,1

Объем-

ный

коэф-

фициент

усадки

0,802

0,798

0,788

0,782

Таблица

5.5

Параметры

и запасы газа и конденсата по объектам участка

Район

сква-

жин

151,

195

158-

Про-

ект-

ные

129,

130,

133

Про-

ект-

ные

Пачка

III

Ь +

С,рг

C,sr + vn

VI C,mh

Всего:

III

rvc

b +

C,pr

C,sr + vn

VI C,mh

Всего:

Пло-

щадь,

887,5

687,5

1262,5

875

7,445

2,546

6,47

1,758

7,431

2,794

6,47

1,758

Поро-

вый

объем,

6607,4375

2259,585

5742,125

1208,625

15817,763

9381,6375

3527,425

8168,375

1538,25

22615,69

Текущие

параметры

0,8

0,65

0,81

0,5

0,8

0,65

0,81

0,5

газонасы-

щенный

объ-

ем,

5285,95

1468,724

4651,121

604,313

12010,108

7505,31

2292,826

6616,384

769,125

17183,645

дав-

ление,

МПа

5,2

5,27

5,32

5,36

5,2

5,27

5,32

5,36

тем-

пера-

тура,

324

326

329

330

324

326

329

330

0,898

0,9

0,902

0,901

0,898

0,9

0,902

0,901

Текущие

запасы в

газовой

фазе

газа

плас-

тового,

267,961

74,827

236,5

30,88

610,168

308,467

116,813

336,43

39,302

873,011

том числе

газа

"сухого",

250,665

69,997

221,235

28,887

570,784

355,909

109,273

314,715

36,765

816,662

5+в

10026,59

2799,89

8849,4

1155,49

22831,37

14236,36

4370,91

12588,58

1470,62

32666,47

Объем

выпав-

шего

конден-

сата,

592,03

165,23

525,58

68,41

1351,25

840,6

257,9

747,7

87,1

1933,3

Объем-

ный

коэф-

фици-

ент

усадки

0,802

0,798

0,788

0,782

0,802

0,798

0,788

0,782

выпавшего в пласте конденсата на ограниченном объекте в пределах рас-

смотренного участка.

Выбор объектов и обоснование бурения новых скважин. В пределах

участка по согласованию с предприятием "Севергазпром" закачку тюмен-

ского газа было рекомендовано проводить в скв. 158, 195, 151. Реагирую-

щими

будут

скв. 7, 129, 130 и 133 (см. рис.

5.11).

При такой

схеме

закачки

воздействие практически

будет

на весь продуктивный разрез по его тол-

щине.

Объем порового пространства

между

нагнетательными и реагирую-

щими

скважинами достаточно велик (табл. 5.5) и при ограниченной при-

емистости нагнетательных скважин сроки опытно-промышленных работ

сильно

затянутся. Для их сокращения было предложено к западу от скв.

158, 195 и 151 пробурить три эксплуатационные скважины на расстоянии

соответственно 600, 700 и 840 м по забоям на московские отложения. При

закачке тюменского газа в скв. 158, 195, 151 из новых и реагирующих

скважин

должен осуществляться отбор пластового флюида.

Как

только состав добываемого из новых скважин газа

будет

близок

составу закачиваемого, новые скважины

следует

перевести под закачку

газа. Таким образом

будет

осуществляться система последовательного ли-

нейного

воздействия от восточного крыла к

своду

и далее к западному

крылу в сторону меньших пластовых давлений.

Остановимся на эксплуатационной характеристике и техническом со-

стоянии

скважин опытного участка. Эксплуатационная характеристика

скважин,

расположенных в пределах участка, приведена в табл. 5.6. Все 11

скважин

работают. Большинство скважин вступило в эксплуатацию до

1980 г.

Из

11 скважин эксплуатационную колонну диаметром 152 мм имеют

восемь, 203 мм - две (скв. 129, 133) и 126 мм - одна (скв. 7). Скв. 133

имеет открытый ствол против продуктивных отложений, оборудована НКТ

диаметром 112 мм и пакером, так же оборудована скв. 129. В остальных

скважинах спущены НКТ диаметром 75,9 и 100,3 мм, а в скв. 128, 131, 158,

151 — НКТ переменного сечения. На забое скв. 131 находятся два геофи-

зических

груза,

а в скв. 150 — оборванные НКТ (75,9 мм) — 246 м. На

всех

скважинах проводились работы по интенсификации притока от одно-

го до пяти раз.

Суммарные отборы газа по скважинам данного участка в зависимости

от продуктивности периода работы составляют от 0,5 до 7,1 млрд. м

. Са-

мые большие отборы приходятся на скв. 7, 127, 133. Текущие дебиты

скважин

составляют от 15 до 577 тыс.

/сут.

Самый низкий дебит имеет

скв.

128.

Ухудшение

продуктивности этой скважины связано с притоком

пластовой воды и засорением призабойной зоны в процессе капитального

ремонта; в настоящее время она работает на газлифте. Пять скважин (7,

127, 129, 130, 133) имеют дебиты свыше 300 тыс.

/сут,

четыре (131, 150,

151,

158) — от 200 до 270 тыс.

/сут.

Из этих скважин семь работают по

НКТ

и ЗТ.

Все перечисленные скважины имеют низкие коэффициенты фильтра-

ционного

сопротивления {А = 0,49 — 16,4 сут/тыс. м

) и приурочены к

сводовой и присводовой части структуры.

Низкая

продуктивность скв. 195,

по-видимому, связана с поступлением жидкости как из нижележащих от-

ложений,

так и из отдельных прослоев вскрытого интервала.

Закачку тюменского газа было предусмотрено проводить в скв. 158,

195 и 151.

525

Таблица

5.6

Эксплуатационная

характеристика

скважин

участка

Показатели

Дата ввода в эксплу-

атацию

Конструкция:

диаметр долота, см

диаметр эксплуата-

ционной

колонны,

см

глубина спуска экс-

плуатационной ко-

лонны,

глубина искусст-

венного забоя, м

диаметр лифта, см

длина лифта, м

Глубина середины

вскрытого интерва-

ла, м

Осложнения в стволах

скважин

Число обработок для

интенсификации

при-

тока (годы)

Условия работы сква-

жин

Номер

скважины

30.05.69

19,0

12,6

3462,2

3220

7,59

2905

3066

2 (1969-

1977)

НКТ

+ ЗТ

127

03.03.70

21,6

15,2

2573

2900,5

10,03

2588

2736

(1973)

НКТ

+ ЗТ

128

06.04.81

21,6

15,2

3332,5

3330

6,2

2078

1069,3

3160

5J1974-

1982)

Газлифт

129

17.03.73

26,9

20,3

2840,6

2851

1L2

7,59

2460

200

2672

Пакер

не

гермети-

чен

3 (1974-

1977)

НКТ

+ ЗТ

130

02.12.70

21,6

15,2

2881

2881,7

7,59

2711

2790

(1976)

НКТ

+ ЗТ

131

13.07.84

21,6

15,2

3409,6

3392

6,2

2830

3120

Оставлено

геофи-

зических

груза

по

см

3 (1984)

НКТ

150

25.07.80

21,6

15,2

3340

3340,9

7,59

3045

2996

Голова

оборван-

ного

НКТ

диамет-

ром

88,9

мм

на

глуби-

не

3095

5 (1984-

1985)

НКТ

+ ЗТ

158

31.12.80

21,6

15,2

3314

3336

10.03

7,59

6Ж2

2208,8

2970

—

3 (1980-

1982)

НКТ

+ ЗТ

151

31.10.80

21,6

15,2

3407

3390

10.03

7,59

586.5

2420,5

2992

3 (1980-

1982)

НКТ

+ ЗТ

195

26.04.83

21,6

15,2

3450

3260

7,59

3146

3077

(1983-

1984)

НКТ

133

19.09.72

26,9

20,3

2905

3001

11,2

2763

2900

НКТ

Продуктивная

харак-

теристика

скважин:

коэффициенты

фильтрационного

сопротивления

А,

МПа

•

сут/тыс.

(МПа

-сут/тыс.

„3,2..

М J

дебит газа по даным

информационных

отчетов, тыс.

/сут:

декабрь 1987 г.

ноябрь 1988 г.

Суммарный

отбор газа,

млн.

Пластовое

давление,

МПа

•

Двухступенчатая

Коэффициенты

0,49

0,00113

429

327

5135,19

4,9

3,95

0,0025

372

310

6502,43

5,5

62,91

—

15,0

772,93

5,3

2,24

696

577

3766,4

4,9

1,93

255

372

3856,1

5,5

16,4

236

215

470,99

5,5

колонна,

лифт, верхняя/нижняя ступени.

получены

расчетным

путем по

контрольным

замерам.

10,5

316

256

558,06

5,0

11,5

311

215

1055,25

4,3

14,51

375

266

1285,2

5,1

36,3

0,00903

202,3

4,9

0,68

512

450

7101,33

4,5

случае

бурения дополнительных скважин

между

нагнетательными и

реагирующими (см. рис. 5.11) ожидалось, что их продуктивные характерис-

тики

будут

на уровне характеристик скв. 158, 151. Учитывая, что работать

они

будут

в режиме как добывающих, так и нагнетательных, в этих сква-

жинах целесообразно иметь НКТ диаметром 75,9 мм со спуском до ниж-

них дыр перфорации.

В связи с реализацией предложенной технологии в качестве нагнета-

тельных скважин было решено использовать три вновь пробуренные

скважины

(269, 270, 273). Позднее под нагнетание использовали дополни-

тельно скв. 128, серпуховские отложения в которой были обводнены. Та-

ким

образом, реальная схема закачки и отбора газа была изменена по

сравнению с расчетным вариантом (см. раздел 2.5).

5.3.2

Схема подачи газа для площадного вытеснения

углеводородов и подготовки продукции

транспорту

При

поровом объеме 86 млн. м

опытный участок имел запасы конденсата

жидкой фазе 7,3 млн. м

и в газовой фазе 124 тыс. т (на

01.01.89).

Организация

опытного участка на УКПГ-8 по извлечению выпавших в

пласте углеводородов является одним из элементов создания ресурсосбере-

гающей технологии на Вуктыльском ГКМ. Завершающим этапом является

создание технологического комплекса, позволяющего не только в доста-

точной степени извлекать из газа углеводородные компоненты

(С

но и

дальнейшем производить их переработку. В связи с этим специалистами

СёверНИПИгаза

прорабатывался вопрос о целесообразности строительства

установки низкотемпературной конденсации и адсорбции (НТКА), позво-

ляющей практически полностью извлечь из добываемого газа фракцию С

направить ее на

СГПЗ.

В настоящее время

отсутствует

определенность в том, какой метод

обработки газа

будет

в перспективе использован на Вуктыльском ГКМ,

поэтому целесообразно в общих

чертах

охарактеризовать возможные аль-

тернативные варианты.

Схема подготовки газа в целом на Вуктыльском ГКМ (по

схеме

ДКС—ДС

— НТС) такова. Поступающая на УКПГ продукция скважин про-

ходит

предварительную подготовку, которая заключается в одноступенча-

той сепарации; цель предварительной подготовки состоит в необходимости

обеспечения раздельного транспорта газа и конденсата от УКПГ до ГС с

минимальными

потерями давления. Газ сепарации с УКПГ под собствен-

ным

давлением подается по внутрипромысловому газопроводу на прием

ДКС.

Давление на приеме ДКС составит 0,6 МПа, давление сепарации

на

УКПГ определится гидравлическими потерями во внутрипромысловом

газопроводе с

учетом

расстояния от УКПГ до ГС. Конденсат с УКПГ че-

рез емкость передавливания с помощью газа высокого давления

(тюменского) периодически передавливается во внутрипромысловый кон-

денсатопровод и далее в подпорные емкости насосной конденсата ГС мес-

торождения.

528

На

ДКС с помощью многоступенчатого сжатия в центробежных на-

гнетателях давление общего потока газа (в том числе и газа Западно-

Соплесского ГКМ) повышается до 4,5 — 5,0 МПа. При этом давлении газ на

холодильной станции (ХС) ГС месторождения охлаждается до температуры

минус 10 °С. Технико-экономическое обоснование возможности охлажде-

ния

9 млрд. м

/г газа до минус 10 °С с помощью холодильных мощностей

на

ГС Вуктыльского месторождения выполнено сотрудниками Север-

НИПИгаза

и вошло в проект доразработки этого месторождения.

Охлажденный газ проходит на ГС низкотемпературную сепарацию с

помощью существующего сепарационного оборудования. Подготовленный

газ из низкотемпературных сепараторов направляется при давлении 4,4 —

4,9 МПа в магистральный газопровод

Вуктыл—Ухта.

Отсепарированный в низкотемпературных сепараторах газовый кон-

денсат направляется двумя потоками: на установку получения ШФЛУ и в

подпорные емкости насосной конденсата. Из подпорных емкостей общий

поток

конденсата (в том числе и конденсата Западно-Соплесского ГКМ)

насосом при давлении 4,5 — 5,0 МПа откачивается в магистральный конден-

сатопровод в качестве сырья для Сосногорского ГПЗ.

Схема подготовки газа на УКПГ и в целом на Вуктыльском ГКМ с

вводом в эксплуатацию установки НТКА выглядит следующим образом. На

УКПГ

Вуктыльского ГКМ сохраняется схема предварительной подготовки

продукции скважин методом одноступенчатой сепарации с подачей газа

сепарации

под собственным давлением во внутрипромысловыи газопровод

далее на прием ДКС. Конденсат с УКПГ через емкость передавливания с

помощью газа высокого давления (тюменского) передавливается во внутри-

промысловый конденсатопровод и далее на установку НТКА.

Применение

на ГС Вуктыльского ГКМ для окончательной подготовки

газа (в том числе западно-соплесского, а в перспективе и усинского нефтя-

ного) метода НТКА позволило провести глубокое извлечение этана, про-

пан-бутановой фракции и С

из газа в промысловых условиях и получить

кондиционный

газ для его дальнего транспорта по магистральному газо-

проводу.

На

ГС Вуктыльского ГКМ в этом

случае

происходит соединение

всех

указанных газовых потоков, которые затем компримируются на ДКС с 0,6

до 5,0 МПа.

Компримированный

газ обрабатывается на установке НТКА с демета-

низацией

всего добываемого нестабильного конденсата. Очищенный и

осушенный газ с установки НТКА направляется в магистральный газопро-

вод; один поток фракции С

отводится на установку получения ШФЛУ,

второй поток идет к Сосногорскому ГПЗ.

Для контроля за закачкой агентов и отбором продукции при реализа-

ции

технологических процессов воздействия на пласт в условиях Вуктыль-

ского НГКМ предложены технологические схемы, подробно рассмотрен-

ные

в проекте "Конденсат-2".

5.3.3

Система контроля за процессом

На

этапе подготовки к внедрению технологической схемы эксплуатации

опытного участка Вуктыльского ГКМ с закачкой в пласт

сухого

газа под

руководством автора была разработана система контроля за процессом.

Основные положения этой системы изложены в последующих разделах.

Параметры

промыслового

контроля

за

процессом

воздействия

на

пласт

Система физико-химического анализа построена на использовании резуль-

татов хроматографии закачиваемого и извлекаемого из пласта газа. По-

скольку при воздействии на залежь используется

сухой

(по содержанию

углеводородов С

) газ, состоящий из метана с небольшим количеством

азота, хроматографические данные

дают

возможность отслеживать дина-

мику состава смеси с этим агентом пластового газа, содержащего сущест-

венно

меньше метана, но почти на порядок больше азота. Кроме того, в

нагнетаемом газе присутствует лишь небольшое количество компонентов

тогда

как в пластовом газе их содержание значительно.

Для повышения чувствительности хроматографического контроля ав-

тор с сотрудниками предложили отслеживать тенденцию изменения в про-

дукции скважин не только содержания отдельных компонентов, но и их

отношений,

причем таких, в которых соотносимые компоненты имеют

разнонаправленную динамику. Например, содержание метана в продукции

при

подмешивании закачанного газа должно было возрастать в интервале

от 78 — 79 до приблизительно 98 % (молярная доля),

тогда

как содержание

остальных компонентов из фракции С

, а также азота должно было сни-

жаться. Поэтому в качестве контрольных параметров-индикаторов были

приняты

также соотношения С,/С

, С,/С

, С/С, C,/N

, C,/C

, С,/С

С,

•

н-С„/С

• изо-С

Последнее комплексное соотношение, как показали аналитические и

экспериментальные исследования специалистов ВНИИГАЗа, полезно при

длительном во времени контроле, когда через истощенный газоконденсат-

ный

пласт прокачиваются большие объемы газа. В этом

случае

оно имеет

четкую динамику в сторону уменьшения.

При

осуществлении физико-химического контроля важная роль отво-

дится свойствам фракций С

и С

— плотности и молекулярной массе.

Эти параметры особенно информативны в условиях, когда продуктивный

пласт имеет большую толщину, а сложившееся за предшествующий период

разработки пространственное распределение остаточных запасов фракций

неравномерно

по толщине и по площади пласта.

Перечень

основных параметров физического и физико-химического

контроля

дан в табл. 5.7.

Дебит и приемистость скважин, а также пластовое и забойные давле-

ния

определяют согласно инструкции по исследованию пластов и скважин.

Содержание в продукции компонентов — как углеводородных, так и

неуглеводородных — определяется на основании газохроматографического

анализа проб продукции. Конденсатогазовый фактор, молекулярную массу

530