Начальное содержание - конденсат
Cтраница 4
Возможность повышения конденсатоотдачи при поддержании давления в залежи в период закачки воды в пачку III ( см. рис. 8.9) очевидна. Возможность же повышения конденсатоотдачи при отборе газа из пачки / в режиме истощения, когда пачки II и III обводнены, а в пачке / произошло понижение газонасыщенности до уровня критической, связана с тем, что вся жидкая фаза, включая конденсат, создающая насыщенность сверх 1 - акр, является подвижной. Для проверки этого положения было проведено избирательное кратковременное заводнение эксплуатационного горизонта XII в трех скважинах месторождения Газли. Начальное содержание конденсата в горизонте XII было на уровне 20 см3 / м3, к моменту исследований пластовое давление снизилось примерно в 2 раза, соответственно выход конденсата уменьшился, а в пласте имело место незначительное выпадение конденсата. Заводнение скважин было проведено в режиме капиллярной пропитки с последующей продавкой воды в пласт. Контроль за динамикой заводнения был осуществлен по данным ядерной геофизики. Затем скважины были вновь освоены и исследованы на конденсатность. При этом установлено, что во всех случаях ( на некоторых скважинах такие циклы исследований проводились несколько раз) имело место увеличение выхода конденсата. [46]
На рис. 51, 52, 53 приводятся расчетные кривые изменения: при снижении пластового давления содержания дебутанизиро-ванного конденсата, пропан-бутановой фракции и сероводорода в газах, добываемых на различных УКПГ. Расчетная концентрация этана по всем е / КПГ в течение всего периода снижения пластового давления остается практически постоянной на уровне начальной концентрации в пластовой смеси. Характер изменения содержания дебутани-зированного конденсата в добываемом газе по УКПГ неодинаков. Причина этого - различие в пластовых температурах, начальном содержании конденсата и кислых компонентов в пластовых смесях. Для УКПГ-6 и УКПГ-3 кривая изменения содержания дебутанизированного конденсата расположена ниже других кривых, так как зоны УКПГ-6 и УКПГ-3 характеризуются минимальными пластовыми температурами. [47]
 |
Зависимость отношения давлений р / р от времени Г. г. [48] |
Иногда для оценочных расчетов пренебрегают содержанием конденсата и изменение пластового давления во времени определяют по уравнениям истощения газовой залежи. Приведенные кривые отражают изменение во времени отношения давлений газоконденсатного р и газового рг пластов равного объема. На рис. 14 приведена зависимость максимальной погрешности ( 5) определения пластового давления газоконденсатного пласта по уравнениям истощения газовой залежи в функции начального содержания конденсата. При содержании конденсата выше 1 4 1СГ4 м3 / м3 расхождение резко увеличивается. Использование же уравнений истощения газовой залежи допустимо либо для бедных смесей, либо на непродолжительный срок. [49]
Начальный газоконденсатный фактор был приблизительно 10 000 ма / м3 при пластовом давлении 286 ат. Пунктирная часть кривой дает экстраполяцию для последующего поведения газового фактора при падении давления ниже 148 5 ат. Было высчитано, что 65 % жидкого содержания пластового газа, Отнесенного к 258 5 ат, теряется при конечном истощении давления, или же 82 % начального содержания конденсата, отнесенного к 286 ат. [50]
Поэтому простое статистическое распределение скважин по дебитам непостоянно во времени и не может быть использовано для долгосрочных прогнозов показателей разработки. Необходимо при этом знать динамику их величин в процессе эксплуатации скважин. Вопрос о возмбжных изменениях коэффициентов а и & во времени изучается, однако надежных методов прогноза этих величин пока не предложено. Известно, что на их величины положительное влияние оказывают снижение вязкости и плотности пластового газа, осушка и очистка призабойной зоны, а отрицательное - деформация пород при снижении пластового давления, засорение пласта при бурении и эксплуатации скважин, выпадение конденсата и др. В проекте разработки Вуктыльского, а также Оренбургского и других месторождений величины коэф-фициентов а и b условно приняты постоянными с учетом, что указанные выше факторы при значительном начальном содержании конденсата в газе частично компенсируются. Продуктивность газоконденсатных скважин во времени чаще увеличивается, на что указывает опыт разработки Карадагского месторождения и что наблюдается также на Вуктыльском месторождении. Но не исключается и ухудшение продуктивности скважин с падением пластового давления. [51]
Начальный газоконденсатный фактор был приблизительно 10000 м9 / м3 при пластовом давлении 286 ат. Пунктирная часть кривой дает экстраполяцию для последующего поведения газового фактора при падении давления ниже 148 5 ат. Было высчитано, что 65 % жидкого содержания пластового газа, отнесенного к 258 5 ат, теряется при конечном истощении давления, или же 82 % начального содержания конденсата, отнесенного к 286 ат. [52]
Страницы: 1 2 3 4