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

Скв. 38 - искусственный забой 3281 м, эксплуатационная колонна 168 мм, интервалы перфорации 2920 - 2965, 3010 - 3040, 3060 - 3100, 3150-3200 м, общая перфорированная мощность разреза составляет 165 м. В скважину спущены насосно-компрессорные трубы диаметром 75,9 мм на глубину 3090,7 м. Скважина работает с 25.05.79, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех солянокислотных обработок (СКО)

составили: А = 0,6 МПа сут/тыс. м В - 0,027

МПа сут

За предшест-

вующий период эксплуатации из скважины добыто 430,4 млн. м газа и 40,0 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,2 МПа, а текущий дебит - 260 тыс. m/сут.

Скв. 103 - искусственный забой 3096,0 м, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, интервалы перфорации - 2804 - 2818, 2853 - 2899, 2912-2931, 2953-2992, 3018-3090 м. Общая мощность перфорации составляет 190 м с прострелом 1140 отверстий. В июле 1970 г. в процессе освоения скважины оборваны 4" НКТ, которые были извлечены, за исключением 184 м. Глубина спуска насосно-компрессорных труб диаметром 100,3 мм составляет 2802 м. Скважина работает с 05.01.73, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех СКО по данным контрольных замеров составляли: А - 8,39 МПа • сут/тыс. м, В = 0. За время эксплуатации скважины из нее добыто 2494,6 млн. м газа и 383,2 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,3 МПа, а текущий дебит составлял 250 тыс. м/сут.

Водопроявления по скважинам не наблюдались. Конструкции скважин и их геолого-промысловая характеристика позволяли вести закачку в СКВ. 103 и контроль - на скв. 38.

Из вскрытого скважинами продуктивного разреза наиболее высокими емкостными и фильтрационными свойствами обладают III, IV и V пачки, в которых на долю поровых коллекторов (3-я группа, m > 6 %) приходится соответственно 52,1; 41,7; 42,4 % мощности пачек. Средние эффективные мощности поровых коллекторов для этих пачек соответственно равны 68,4; 48,1; 50,9 м.

Доминирующее количество газоотдающих интервалов (11) приходилось на III пачку. Они были зафиксированы в скв. 38 (один работающий интервал мощностью 45 м), в скв. 91 (два мощностью 41 м), в скв. 92 (один мощностью 49 м), в СКВ. 103 (два мощностью И м), в скв. 104 (три мощностью 79 м), в СКВ. 105 (один мощностью 80 м) и в скв. 106 (один мощностью 33 м). Все эти интервалы представлены коллекторами порового типа. На долю rV пачки приходилось семь газоотдающих интервалов: в скв. 38 (три мощностью 46 м), в СКВ. 103 (три мощностью 28,4 м), в скв. 105 (один мощностью 18 м). В V пачке газоотдающие интервалы по термометрии выявлены в СКВ. 92 (один мощностью 30 м), в скв. 105 (один мощностью 48 м), в СКВ. 159 (три мощностью 97 м). В основном эти интервалы характеризуются коллекторами порового типа, реже низкопоровыми (т = = 3-6 %).

Текущая продуктивная характеристика скважин изменялась от свода к восточному крылу структуры. Так, сводовые скв. 104 и 105 имели соответственно рабочие дебиты 700 и 740 тыс. MVcyr; скв. 106, 159, 103 и 38 (присводовые) имели рабочие дебиты 290, 200, 260 и 260 тыс. м/сут. Мало-

дебитными являлись крыльевые скв. 92 (рабочий дебит 160 тыс. MVcyr) и СКВ. 93 (рабочий дебит 100 тыс. MVcyr). Рабочий дебит газа самой восточной крыльевой СКВ. 91 равнялся 100 тыс. MVcyr.

Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газоконденсатной залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и перикли-нальных замыканий структуры.

По распределению текущего пластового давления в залежи (карта изобар составлена на 01.07.83) скважины участка имели следующие характеристики: в контуре изобар 10 и И МПа находились скв. 104, 105, 106, 38, 103; между изобарами И и 12,3 МПа - скв. 159, 92, 93, 91. Практически все скважины характеризовались близкими значениями пластового давления, среднее значение которого равнялось 10,3 МПа.

Исходя из распределения поровых коллекторов в продуктивном разрезе, газоотдающих интервалов, пластового давления, а также учитывая вскрытие скважинами на полную мощность I -IV литолого-коллекторских пачек, можно сделать вывод, что объектом закачки широкой фракции легких углеводородов могли быть III и IV пачки.

К маю 1987 г. на опытном участке был выполнен большой объем подготовительных работ. Геофизические исследования позволили определить коррелирующие газоотдающие интервалы для скв. 38, 103, 256, 257. Это два интервала в московских отложениях (от 2774 до 2899 м) и один интервал в протвинских отложениях (от 2924 до 3006 м). Объем пор опытного участка, ограниченного на структурной карте окружностью радиусом 285 м вокруг СКВ. 103 (среднее расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), составляет около 1,5 10 м (рис. 5.8). Оторочка растворителя

3000 - 2900 -

Рис. 5.8. План расположения скважин опытного участка.

Скважины: / - нагнетательная, 2 - контрольно-эксплуатационные; контуры опытного участка: 3 - внешний, 4 - внутренний, 5 - изогипсы по подошве кунгурского яруса

минимального размера, создание которой и последующее продавливание сухим газом позволили бы зафиксировать на добывающих скважинах физический эффект от воздействия, должна была составить 3 - 4 % газонасыщенного объема пор опытного участка. Для ее создания необходимо было подать в пласт около 25 тыс. т ШФЛУ.

Закачка ШФЛУ в нагнетательную скв. 103 была начата в мае 1987 г. и велась следующим образом (рис. 5.9).

ШФЛУ по первой нитке конденсатопровода Вуктыл-Ухта и межпромысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, использовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода. Из разделительных емкостей через узел замера ШФЛУ подавалась в шлейф СКВ. 103. Закачку вели с перерывами и закончили в январе 1988 г. Согласно программе работ, в скв. 103 всего было закачано 25,8 тыс. т ШФЛУ.

Подача отсепарированного газа для продвижения оторочки, начатая в марте 1988 г., осуществлялась с помощью компрессора 10 ГКН со средним темпом 160-180 тыс. MVcyr. По состоянию на 01.07.89 было закачано около 45 млн. м газа из 75 млн. м, предусмотренных программой эксперимента и составляющих в условиях пласта приблизительно один поровый объем опытного участка.

Обогащенный газ в скд.

8в S6 101 153 18 ВЗ / т 38 12 187 103

ее 38 257 107 SS

][ t

ггтт

Рис. S.e. Технологическая схема закачки ШФЛУ н газа сепарации на УКПГ-1:

/ - запорная арматура; 2 - замерная диафрагма; 3 - обратный клапан; 4 - расходомер "Турбоквант"; 5 - разделительная емкость; б - линия подачи ШФЛУ; 7 - линия подачи газа сепарации; 8 - номер технологической линии (скважины)