Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

газа, в том числе обратно извлеченного тюменского газа. На 1 января 1998

года

в пласт закачано

1711,68

млн м

. При этом суммарный отбор газа на

опытном

участке составил

2377

млн. м

, включая

829,5

млн. м

(или

48,46

от объема закачки) обратно извлеченного тюменского газа. Средняя по

опытному

участку

доля в продукции прорвавшегося тюменского газа

(рассчитанная

как отношение объема добытого "тюменского" газа к об-

щему накопленному объему добычи) к этому времени составила = 34,9 %.

Представляет интерес графическая интерпретация таких показателей,

как

объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа (рис.

5.36).

Видно, что каждый месяц в нагнетательные скважины закачивается

около

37 млн. м

тюменского газа и примерно 25 млн. м

отбирается из

добывающих скважин.

На

рис. 5.37 представлена диаграмма добычи ретроградных углеводо-

родов. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных С

верхняя — С

—С

а столбец в сумме показывает величину добычи С

Аналогично организованная диаграмма на рис. 5.38 характеризует накоп-

ленную добычу этана и высших углеводородов, включая ретроградную

часть.

Представляют интерес также данные по динамике молекулярной мас-

сы добываемых жидких углеводородов и средневзвешенному по объему

добычи составу продукции опытного участка (рис. 5.39,

5.40).

Так, если до-

ля

легких углеводородов — этана, пропана, в меньшей степени бутанов

постепенно

сокращается, оставаясь тем не менее на промышленном уров-

не,

то доля стабильного конденсата уже на протяжении более чем пяти лет

процесса закачки практически не изменяется. На рис. 5.41 представлены

накопленные

и ежеквартальные значения средневзвешенного по объему

добычи конденсатогазового фактора продукции опытного участка.

Накоп-

ленная

величина КГФ вычислялась как отношение накопленной на опреде-

ленную

дату

добычи стабильного конденсата к накопленному объему до-

бычи газа (пластового и прорвавшегося тюменского). Ежеквартальное зна-

чение КГФ вычислялось методом отношения массы добытых за квартал

углеводородов С

к объему квартальной же добычи газа на опытном уча-

стке.

С начала процесса закачки тюменского газа наблюдается монотонное

снижение

накопленной величины КГФ от 47 до 42 г/м

к настоящему вре-

мени.

Немонотонный характер кривой ежеквартальных КГФ объясняется

неравномерной

работой отдельных скважин. В частности, увеличение еже-

квартальной величины КГФ по состоянию на июль 1996 г. связано с про-

стоем скв. 131 и 150 с апреля 1996 г. На рис. 5.42 и 5.43 представлена дина-

мика

текущих и накопленных затрат закачиваемого тюменского газа на

добычу ретроградных углеводородов. Эти показатели представляют собой

отношения

объемов закачанного газа к массе добытых С

и С

. При

расчете текущих показателей принимаются во внимание объемы газа, за-

качанные

за каждый квартал, и количество добытых в соответствующий

период ретроградных компонентов. Накопленные затраты определяются

отношениями

суммарного объема закачанного к определенной

дате

сухого

газа и общего количества добытых за время опытно-промышленного экс-

перимента жидких углеводородов. Если в самом начале прорыва тюменско-

го газа к скважинам опытного участка текущие и накопленные затраты на

добычу 1 т ретроградных С

представляли около 100 тыс. м

/т, то к на-

стоящему времени с увеличением доли тюменского газа в продукции сква-

жин

они составляют соответственно 20,5 и 22,5 тыс. м

/т. Текущие и на-

561

Рис.

5.36. Объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

— закачка тюменского газа; 2 — добыча тюменского газа

-i

40-

1,8

0,5

4l-]

[j^OJ

1,6

10,2

2,8

14,0

3,8

20,9

7,0

ПНИЩ

•

2</

26,5

циннии

RffitfffiH

29,2

\12,1

33,1

13,9

39,9

•

17,5

45,7

19,

[mum

mtmn

48,8

22,1 \

51,9

\H3\

шЯЯЯЗЗЯЗЗЗЗЗЯ

Ъ%ФФ%ИЫФЫФ

^^^^^^^^^^^^B

Mtttfftftfl

^^^^^^^^З^я^Л

НННПНМ

^^^^^^^^^BSal

MftHtftfll

IU^^^UIUJ

HftnVfffQH

•HflUHvvH

HIITVJVI^S^S

•В

в\

о.

Рис.

5.37. Добыча углеводородов ретроградной части. Опытный участок

районе

УКПГ-8:

/-С

;2-С

-С

600

500

н 400

£300

^200

100

423,8

443,7

463,1

379,9

401,6

356,1

329,2

306,5

255,2

280,0

224,6

195,3

165,4

133,5

67,9

12,6

101,0

18,8

24,8

31,0

36,7

42,6

48,9

55,2

Рис.

5.38. Накопленная добыча

углеводородов.

Опытный участок в районе

УКПГ-8:

/-С

;2-С

-С

120

100

0,9

0,8

0,7

0,6 t!

Рис.

5.39.

Средневзвешенные

по

объему

добычи

молекулярная

масса и

плотность

стабильного

конденсата:

— молекулярная масса конденсата; 2 — плотность конденсата

Рис.

5.40.

Динамика

средневзвешенного

по

объему

добычи

состава

добываемого

газа:

/ —

метан;

2 —

этан;

3 —

пропан;

4 —

азот;

5 —

бутаны;

б — С

копленные

затраты газа на извлечение 1 т С

в начале процесса достигали

около

440 тыс. м

/т, а к

01.01.98

г. снизились до 49 и 70 тыс. м

/т соответ-

ственно.

По состоянию на конец 1997 года ежесуточно (рис. 5.44) на опыт-

ном

участке добывалось из выпавшего конденсата около 60 т углеводоро-

дов С

, из которых более 25 т приходится на фракцию С

565

3333$$£$£$££&££533

§ I

Рис.

5.41. Динамика средневзвешенного КГФ продукции опытного участка в районе

УКПГ-8:

— накопленная величина; 2 — ежеквартальная величина

Рис.

5.42. Текущие затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов

(отношение объема закачанного за квартал тюменского газа к массе извлеченных за этот

период ретроградных углеводородов)

450

Рис.

5.43. Накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов

(отношение суммарного объема закачанного тюменского газа к суммарной массе извлечен-

ных ретроградных углеводородов).

Затраты

на

добычу:

/ - С

, 2 - С

-„, 3 -

-С„,

4 - С

Рис.

5.44.

Среднесуточная

добыча

ретроградных

углеводородов:

1 - С

2 +

; 2 -С

-С

; 3 - С

Контроль

за охватом пласта тюменским газом

По

состоянию на

01.01.98

на опытном участке добыто с начала экспери-

мента 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 по-

лучить представление об эффективности вовлечения остаточных запасов

углеводородов опытного участка в разработку с воздействием закачивае-

мым агентом.

Коэффициент

охвата

охя

пласта закачанным тюменским газом наибо-

лее легко рассчитывать балансовым методом, принимая допущения, что

границы

опытного участка непроницаемы и что коэффициенты сжимаемо-

сти 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 V^, в этом

объеме;

• объем

сухого

тюменского газа

мк

тг

закачанного в пласт на расчет-

ный

момент времени;

• объем тюменского газа

ИЗВАТ

извлеченного обратно из пласта на

расчетный момент времени.

На

01.01.98

„ при V^

1562,65

млн. м

составил

(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 тю-

менского газа на добычу ретроградных углеводородов, впредь выделяя на-

ряду с затратами газа на добычу С

, С

— С

, С

затраты на добычу

фракции

+ С

Таким

образом, перечень параметров, определяемых в

ходе

автор-

ского надзора на полигоне в районе УКПГ-8, с 1997 г. дополнен следую-

щими:

• добыча ретроградных углеводородов С

+ С

;

• удельные затраты тюменского газа на добычу 1 т С

+ С

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модер-

низированы

программы расчета всех показателей контроля (как по от-

дельным 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 тю-

менского 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, соответству-

ющие 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 каждо-

го столбца отражает объем извлеченных н-С

+ изо-С

, верхняя — С

, а

столбец в сумме показывает величину добычи С

. Согласно этим дан-

ным,

01.01.98

на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных про-

пана

и бутанов.

Текущие и накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ре-

троградных пропана и бутанов были представлены в виде дополнитель-

но

построенных графических зависимостей на рис. 5.42 и 5.43 (см. вы-

ше).

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 ре-

зультатом воздействия на залежь в пределах опытного участка впервые в

мире является крупная промышленная добыча ретроградного конденсата. С

начала процесса закачки

(17.09.93)

01.01.98

г. на опытном участке добыто

562,38

тыс. т углеводородной фракции С

, в том числе 76,18 тыс. т, или

13,55%, составляет ретроградная жидкость. Из общего количества

562,38

тыс. т С

474,12

тыс. т получено на тех скважинах, к которым про-

рвался тюменский газ. Доля ретроградной жидкости в добыче этих девяти

скважин

(см. табл. 5.10) достигала

16,06%.

В составе фракции С

стабиль-

ного конденсата (С

) добыто

99,27

тыс. т, в том числе

24,32

тыс. т, или

24,50

%, — ретроградная часть. На девяти скважинах, продуцирующих сме-

сью пластового и тюменского газа, добыча С

равна

85,06

тыс. т, а доля

ретроградной жидкости —

28,59

%. В общем объеме добычи углеводородов

и С

наряду с получением ретроградных углеводородов обеспечен

прирост добычи и за счет поддержания пластового давления в пределах

опытного участка и повышения устойчивости работы добывающих сква-

жин.

568

Рис. 5.45.

Добыча

пропан-бутановой

фракции

ретроградного

конденсата:

- на скв. 129; б - на скв. 131; 1 - С

; 2 - С,

В целом анализ результатов оперативного контроля за ходом процесса

по

данным текущих промысловых исследований скважин опытного участ-

ка

по закачке

сухого

газа в пласт показал практически полное соответст-

вие параметров, получаемых непосредственно на промысле, данным, полу-

ченным в

ходе

проведения лабораторных экспериментов и аналитических

исследований.

560

Добыча

, т

Добыча

, т

Ос

Добыча

, т

Добыча

,т