Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица

5.7

Основные

физические

физико-химические

параметры,

используемые

при

контроле

за

разработкой

опытных

полигонов

воздействием

на

пласт

Параметры

1. Дебиты добывающих скважин

2. Приемистость нагнетательных скважин

3. Индикаторы:

содержание

продукции компонентов (С,,

)

соотношение компонентов С,/С

, С./С,, С./С,,

С./С.

, изо-С./н-С;,

С.н-С./С

изо-С.,

С,/С,, С/С.,

/С

, С

/С

. С/С

, C,/N

4. Доля тюменского газа

продукции

5. Конденсатогазовый фактор продукции

6. Молекулярная масса добываемого конденсата

7. Плотность добываемого конденсата

8. Пластовое давление

9. Коэффициент

охвата

пласта закачанным тюменским

газом

Обозначение

КГФ

Рох.

Единица

изме-

рения

тыс.

/сут

тыс.

/сут

% (молярная

доля)

г/м

г/моль

г/см

МПа

плотность стабильного конденсата находят, применяя стандартные

про-

мысловые

лабораторные методики.

Для определения доли тюменского газа

продукции добывающих

скважин

(а) и

коэффициента

охвата

пласта закачанным тюменским газом

(Рою.) специалистами ВНИИГАЗа

СеверНИПИгаза

при

участии автора

бы-

ли

разработаны описанные ниже расчетные методики.

Доля

а в

продукции скважины обратно извлекаемого тюменского газа

может быть определена

по

динамике содержания

продукции компонен-

тов, которых

тюменском газе намного больше (метан)

или,

напротив,

намного

меньше (этан, азот

др.),

чем в

пластовой смеси. При этом

рас-

четная формула для определения

а в

первом

случае

имеет вид:

а.

[(<=,)„„<»

(CjJnJ/HC,)™,

(C,U,

где (С^прод

—

содержание компонента (метана)

добываемой продукции;

(Ci)

TKJM

— то же в

закачиваемом газе;

(С,),^

— то же в

пластовом газе.

Во втором

случае

расчетная формула имеет вид:

Оа

[(С

)

(C^pJ/KC^

(С

)

тюи

или

«з

[(NJ«

- (N^

Поскольку

компоненты,

по

динамике содержания которых рассчиты-

вается доля тюменского газа

продукции, различаются значениями

кон-

стант межфазного равновесия,

т.е.

растворимостью

пластовом ретро-

градном конденсате, точность определения

будет

выше

для

слабораствори-

мых компонентов, например

для

азота.

Для оценки коэффициента

охвата

пласта закачиваемым газом исполь-

зуют

следующую

информацию:

объем

пор

опытного участка

или

начальные запасы пластового газа

этом объеме О^;

объем

сухого

тюменского газа, закачанного

пласт

на

расчетный

мо-

мент времени,

;

объем тюменского газа, извлеченного обратно

из

пласта

на

расчетный

момент времени,

ТГ1аял

531

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым га-

зом,

Рцд,., и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, р

тг

;

коэффициенты

сжимаемости пластового и тюменского газов при те-

кущих термобарических условиях пласта

WiT

и 7^

При

этом делается допущение, что границы опытного участка непро-

ницаемы

и перетока флюидов через них не происходит.

Расчетная формула в этом

случае

имеет следующий вид:

= Рпл.г • ^т.гЮт.г.зак ~ От.г.добК^пл.г • Рт.г ' Опл.г-

где О

тгдов

= О„

доб

• «;

газа

ов - объем газовой смеси, состоящей из плас-

тового и тюменского газов, добытой с момента начала закачки последнего

до расчетного момента времени; а — доля тюменского газа в этом объеме.

Продуктивные отложения Вуктыльского месторождения включают

пять

объектов, из которых основным является третий

(III),

представленный

московским

ярусом. На полигоне в районе УКПГ-8 воздействие

сухим

га-

зом осуществляется именно на третий объект. Однако добыча остаточных

запасов углеводородов ведется также из

других

объектов (серпуховские и

прочие отложения). В этих условиях очень важно отслеживать динамику

профилей

приемистости в нагнетательных и притока в добывающих сква-

жинах.

Таким

образом, получаемые геофизическими методами характеристи-

ки

работы скважины являются также важными параметрами контроля за

воздействием на пласт.

Методика

расчета

добычи

ретроградных

углеводородов

Ниже

излагается методика расчета добычи этана, пропана, бутанов, пента-

нов

плюс высшие, составляющих ретроградную часть продукции скважин.

Поскольку

расчет производится с помощью компьютеров, алгоритм расче-

та представляет "пошаговую" последовательную систему счета, предложен-

ную автором совместно с В.А. Николаевым и С.Г. Рассохиным.

[1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

V-род

= "Сер (МЛН. М

где О

ср

— среднесуточный дебит газа за расчетный период; п — количест-

во дней в периоде.

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

тюм

= а [1] (млн. м

где а — среднее значение доли тюменского газа за расчетный период (в

долях единицы).

[3] Определение объема пластового газа за расчетный период:

V™ =

[1]-[2]

(млн. м

(Примечание.

Расчетный период — количество дней л

между

двумя

соседними датами измерения параметров данной скважины.)

[4] — [9] — Отбор ЖУВ с продукцией за расчетный период:

[4] масса С

2прод

12,50С

[1]

(тонны),

[5] масса C

3npoA

= 18,ЗЗС

[1] (тонны),

[6] масса С

4прод

24,16С

[1]

(тонны),

532

[7) масса С

5+ЩХ)Д

= 0,4157С

-М

[1] (тонны),

[8] суммарная масса

ЛпроА

= [4] + [5] + [6] (тонны),

[9] суммарная масса С

2+ прод

= [7] + [8] (тонны),

где С

, С

— средний состав газа продукции за расчетный период,

% (молярная доля); М

— средняя молекулярная масса С

за расчетный

период, г/моль.

Примечание.

Молекулярная масса рассчитывается из промыслового

КГФ

по формуле

Q02406g

(100-С

)

M &

где q

— КГФ промысловый, г/м

; С

— мольный % С

в газе продук-

ции;

0,02406

- объем 1 моль газа при ( = 20 °С, м

[10] —[13] — Отбор ЖУВ с фоновым газом за расчетный период:

[10] масса С

2фон

12,50С

[3]

(тонны),

[11] масса С

3 фон

18,33-С

-[3]

(тонны),

[12] масса С

4фон

24,16-С'

[3]

(тонны),

[13] масса С

5+фон

0,4157-С^

М^ - [3] (тонны),

где С

, С

, С'

- состав фонового газа, % (молярная доля); М'

—

молекулярная масса С

фонового газа, г/моль, равная

0,02406-gfc,

-(lOO-CiJ

= — ,

где q'

— средний промысловый КГФ от момента начала эксплуатации

скважины

до момента прорыва на ней тюменского газа, г/м

;

0,02406

—

объем 1 моль газа при t = 20 °С, м

(Примечание.

Состав фонового газа — это средний состав газа

продукции от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва

на

ней тюменского газа.)

[14] —[17] — Отбор ЖУВ с тюменским газом за расчетный период:

[14] масса С

2тюм

12,50-С?-[2]

(тонны),

[15] масса С

3тюм

= 18,33-С

' [2] (тонны),

[16] масса С

4тюм

24,16Q'[2]

(тонны),

[17] масса С

5+Т1ОМ

0,4157-С^

М^ • [2] (тонны),

где С

, С

, С5+ - состав закачиваемого тюменского газа, %

(молярная

доля); М£ — молекулярная масса С

тюменского газа.

Определение М'ё . Из известной плотности тюменского газа на-

ходим молекулярную массу тюменского газа:

тш

= 0,02406-Pno,,;

TOM

— плотность тюменского газа,

682,6

г/м

;

0,02406

- объем 1 моль газа при t = 20 "С (м

); М

тюм

0,02406

(м

/моль) х

682,6

(г/м

) = 16,42 (г/моль).

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль:

533

Компо-

ненты

Состав,

(мо-

лярная

доля)

Моли

Моле-

кулярная

масса,

г/моль

Масса,

с,

98,018

0,9802

16,04

15,72

0,86

0,0086

30,07

0,259

Сз

0,237

0,0024

44,09

0,106

с,

0,105

0,00105

58,12

0,061

0,037

0,00037

Расчет-

ная

Mr-

тс

0,72

0,0072

28,01

0,202

СО

0,023

0,0002

44,01

0,009

Сумма

100,0

1,0

16,42

Л1

С;

0,063

г,

отсюда

М£ =

0,063/0,00037

170,27

г/моль.

[18]-[23]

Отбор

ЖУВ

ретроградной части:

[18] масса С

2ретр

= [4] - [10] - [14]

(тонны),

[19] масса С

3ретр

= [5] - [И] - [15]

(тонны),

[20] масса С

4ретр

= [6] - [12] - [16]

(тонны),

[21] масса С

5+ретр

= [7] - [13] - [17]

(тонны),

[22] масса С

-С

4ретр

= [18] + [19] + [20]

(тонны),

[23] масса С

2+ретр

= [21] + [22]

(тонны).

[24]

- [25] -

средний КГФ:

[24] газа продукции

за

расчетный период:

[7]/[1]

(г/м

[25] приходящийся

на

долю тюменского газа

за

расчетный период:

[21]/[2]

(г/м

[26]

- [28] —

среднесуточная добыча:

[26] ретроградного конденсата

за

расчетный период: [21]/л (т/сут),

где

—

количество дней

расчетном периоде;

[27]

промежуточных углеводо-

родов ретроградной части

за

расчетный период: [22]/л (т/сут);

[28]

конден-

сата

промежуточных углеводородов ретроградной части

за

расчетный

период:

[26]

+ [27]

(т/сут),

[29]

— [34] —

общая накопленная добыча:

[29]

(из

газа продукции):

^^^^ (ТОННЫ),

где

N —

порядковый номер расчетного периода;

[30] ретроградного конденсата:

(тонны),

"о"

[31] промежуточных углеводородов

(из

газа продукции):

N+1

0р

(тонны),

°P°

JV+1

[32] промежуточных углеводородов

из

ретроградной части:

ЛГ+1

Ч ^^^ / \

Л Г, , — X С

С*

1ТПННЫ1

534

[33] С

(из газа продукции):

[29] + [31] (тонны),

[34] С

из ретроградной части:

[30] + [32] (тонны),

[35] — [38] — содержание углеводородов:

[35] этана в газе продукции:

[4]/[1]

(г/м

[36] пропана в газе продукции:

[5]/[1]

(г/м

[37] бутанов в газе продукции:

[6]/[1]

(г/м

[38] промежуточных углеводородов в газе продукции:

[35] + [36] + [37] (г/м

[39] — Накопленная добыча газа продукции:

opM1

-£t

(МЛН.

[40] — [43] — содержание углеводородов:

[40] ретроградного конденсата в накопленном газе продукции:

[30]/[39]

(г/м

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном

газе продукции:

[32]/[39]

(г/м

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период:

[21]/[1]

(г/м

[43] промежуточных углеводородов ретроградной части в газе продук-

ции

за расчетный период:

[22]/[1]

(г/м

Геофизический

контроль

При

воздействии на газоконденсатный пласт внешними агентами сущест-

венно

возрастает роль геофизических методов для контроля за процессами

пласте, и в первую очередь на месторождениях с большим этажом газо-

носности.

К таким месторождениям относится Вуктыльское

НГКМ,

про-

дуктивная толща которого в сводовых частях достигает 1,5 тыс. м.

Для контроля и управления процессом воздействия необходимо иметь

надежную информацию о динамике профилей поглощения в нагнетатель-

ных скважинах и профилей дренирования по добывающему фонду. В зада-

чи геофизического контроля

входит

также контроль за техническим со-

стоянием

стволов скважин, обводнением пластов, изменением термобари-

ческих условий в призабойных зонах.

Для решения этих задач на Вуктыльском НГКМ при тесном сотрудни-

честве автора с А.А. Захаровым, Н.В. Долгушиным, Е.М. Гурленовым и

специалистами опытно-методической партии ООО "Вуктылгазгеофизика" в

течение последних лет осуществлен целый ряд методических и опытно-

конструкторских разработок, позволивших существенно увеличить ин-

формативность дистанционных глубинных исследований.

При

геофизическом контроле за процессом воздействия на пласт на

поздней

стадии разработки газоконденсатных месторождений возникает

ряд факторов, существенно затрудняющих исследование скважин стан-

535

дартными методами газодинамического каротажа (ГДК). В частности,

даже

для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насос-

но-компрессорными

трубами

(НКТ),

определение профиля притока подчас

невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходо-

меров (РМГ) типа "Метан", не имеющих до сих пор градуировочных стен-

дов и соответственно градуировочных характеристик в

трубах

различного

диаметра. Мало что

дает

и дублирующий метод определения интервалов

притока

флюида по отрицательным аномалиям на термограмме (ТМ) ре-

жима отбора:

выход

выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в

виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить

указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента

Джоу-

ля

— Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом

случае

показа-

ния

термоанемометра (термокондуктивного расходомера РТ) вообще не

представительны, так как зависят одновременно от изменений

трех

пара-

метров температуры, скорости потока флюида и его влажности.

Еще

хуже

обстоит дело с исследованием продуктивных интервалов,

перекрытых НКТ, так как по мере снижения пластового давления и соот-

ветственно дебитов скважин становится невозможным использование ре-

жима отбора только по затрубью (ЗТ) с целью избежать наложения темпе-

ратурных полей, характерного для отбора по НКТ (нисходящего в ЗТ и

восходящего в НКТ). В то же время по мере истощения месторождения

доля фонда скважин с продуктивными интервалами, перекрытыми НКТ,

увеличивается, так как в процессе капитального ремонта, как правило,

опускают НКТ на возможно большую глубину для улучшения условий вы-

носа

жидкости с забоя. Наконец, значительная часть фонда скважин на

заключительной стадии разработки месторождений имеет продуктивные

интервалы, что осложняет результативность стандартного "ГИС-контроля"

на

основном рабочем режиме отбора.

Для Вуктыльского НГКМ в настоящее время характерна еще одна

проблема, связанная с контролем режима закачки

сухого

газа высокого

давления (ГВД) в продуктивный пласт с целью повышения его углеводоро-

доотдачи.

При

этом приходится контролировать такие параметры, как, напри-

мер,

профиль приемистости (оттока флюида из ствола скважины), исполь-

зуя РМГ типа "Метан" в непредусмотренном при его создании режиме об-

ратного (нисходящего) потока. Особое значение при закачке ГВД приобре-

тает

определение интервалов поглощения (Н

), т.е. тех интервалов в про-

дуктивной толще, по которым реально движется в околоскважинном про-

странстве закачиваемый в данную скважину газ. Очевидно, что достоверное

выделение интервалов поглощения и контроль за их изменением во време-

ни

является важной составной частью комплекса наблюдений за распрост-

ранением

фронта вытеснения.

Перечисленные

выше основные особенности скважин Вуктыльского

НГКМ

предопределили комплекс опытно-методических и промыслово-

геофизических работ по совершенствованию методических основ "ГИС-

контроля",

проведенный автором в

1990—1997

гг. совместно с коллективом

ООО "Вуктылгазгеофизика", специальной опытно-методической партией

(СОМП)

в его составе, СеверНИПИгазом и Вуктыльским ГПУ в содруже-

стве с трестом "Центргазгеофизика" и ГАНГ (ныне РГУНГ) им. И.М. Губ-

кина.

При

количественной оценке профилей нагнетания и притока газа

536

сталкиваются с серьезной проблемой градуировки скважинных расходоме-

ров.

Даже задача градуировки скважинных геофизических приборов для

измерения

скорости потока

сухого

газа до сих пор не имеет сколько-

нибудь удовлетворительного решения. Это обусловлено тем, что на резуль-

таты градуировки существенно влияет кольцевой зазор

между

прибором со

стандартным диаметром 42 мм и стенками обсадных колонн, внутренний

диаметр которых может колебаться от 148 до 62 мм, т.е. компрессор гра-

дуировочного стенда должен обеспечивать скорость газового потока до

10 м/с в

трубе

с внутренним диаметром до 148 мм при давлении 20 —

30 МПа. Очевидно, что мощность такого компрессора

будет

соизмерима с

мощностью компрессоров магистральных газопроводов, поэтому, напри-

мер,

разработчики дебитометров "Метан-1" и "Метан-2" ограничились уп-

рощенной

методикой градуировки, когда весь поток проходит через при-

бор 0 42 мм, а его скорость контролируется поплавковым анемометром

при

давлении, незначительно превышающем атмосферное. Еще более

сложной задачей является имитация газовых потоков с нормированными

характеристиками влаго- и конденсатосодержания, так как при этом дав-

ление в потоке должно быть близким к реальному давлению в исследуемых

скважинах — в противном

случае

фазовые состояния воды и конденсата

будут

заведомо отличаться от реальных в действующей скважине, что при-

ведет

к недопустимым погрешностям при градуировке.

Оптимальным вариантом градуировки расходомеров для условий Вук-

тыльского НГКМ

(р

тах

< 6 МПа) являлось создание стенда с использовани-

ем в качестве источника газа магистрального газопровода, проходящего

через Вуктыл. В этом

случае

снималась проблема отдельного мощного

компрессора и предварительной осушки газа, так как тюменский газ в га-

зопроводе имеет давление около 7,0 МПа и осушен до товарной кондиции.

Немаловажным фактором является высвобождение обустроенных произ-

водственных площадей в подразделениях ВГПУ, обусловленное естествен-

ным

снижением уровня добычи газа на Вуктыльском

НГКМ,

и наличие

технологических установок, которые

могут

быть использованы для созда-

ния

газовых потоков с нормированными характеристиками, например

стенда для испытания струйных аппаратов, имеющего смеситель газа и

жидкости.

Для испытания геофизических приборов была разработана и реализо-

вана конструкция стенда, показанная на рис. 5.12, имитирующая реальные

обсадные и насосно-компрессорные трубы.

На

стенде также можно имитировать газоводоконденсатный поток

различных скоростей и концентраций. Стенд смонтирован на УКПГ-4 Вук-

тыльского ГПУ.

По

существующей

схеме

газожидкостная смесь подается на имитатор

обсадной колонны (рис. 5.12, 3), внутри которого помещается геофизичес-

кий

прибор, регистрирующий параметры газожидкостной среды. Далее

газожидкостная смесь поступает в замерную линию,

существующую

на

УКПГ-4,

где регистрация параметров производится при помощи стандарт-

ных методов (регистрация давления, температуры, расхода газа и жид-

кости).

Стенд для испытания геофизических приборов, как видно из рис.

5.12, состоит из имитатора обсадной колонны и линий подвода и отвода

газожидкостной смеси с точками регистрации температуры и давления по-

тока. Сам имитатор обсадной колонны (рис. 5.13) состоит из

двух

тройни-

537

C-l

057

-tx»

089

или

072

Рис.

5.12.

Принципиальная

схема

стенда

для

испытания

геофизических

приборов

на УКПГ-4

Вуктыльского

НГКМ:

— подача газожидкостной смеси со стенда испытания струйных аппаратов; 2 — дополни-

тельные линии диаметром 57 мм; 3 — имитатор обсадной колонны; 4 — площадка обслужи-

вания

сбросных предохранительных клапанов II ступени

ков

для подключения подводящей и отводящей линий, а также набора

сменных

труб

с внутренним диаметром от 62 до 148,3 мм при наружном

диаметре от 73 до 168,3 мм.

Набор

труб

данных диаметров позволяет проводить эксперименты для

реально существующих лифтов.

Градуируемый прибор 0 42 мм и длиной не более 3 м располагается в

имитаторе обсадной колонны (рис. 5.13) — сменной наклонной

трубе

углом

10" по отношению к вертикали на стандартном геофизическом кабе-

ле (0 6,3 мм), уплотненном в верхней части

трубы

неподвижным сальни-

ком.

Направление потока газа — снизу вверх, прямолинейный участок от

нижнего конца сменной

трубы

до нижнего торца прибора не менее 1,5 м.

Между нижним фланцем и нижним коленом располагаются термокарман и

манометр для регистрации температуры и давления.

Смеситель используемого стенда для испытания струйных аппаратов

обеспечивает ввод воды и жидкого конденсата в поток товарного

(тюменского) газа, находящегося под давлением около 7,0 МПа, с целью

создания

стабильного (в течение не менее 10—15 мин) потока газожидко-

стной

смеси с концентрацией:

воды в виде пара или мелкодисперсной капельной жидкости, 1 —

100 г/м

;

жидкого конденсата в виде мелкодисперсной капельной жидкости, 0 —

50 г/м

В разработанном стенде предусмотрен контроль расхода

сухого

газа и

контроль

параметров газовой смеси

двух

ступеней:

1,5 м

L<,3M

Рис.

5.13. Имитатор

обсадной

колонны

538

количественная оценка заданной концентрации газовой смеси на вы-

ходе

смесителя;

измерение фактической концентрации газовой смеси на сепараторе.

В качестве примера контрольной градуировки на смонтированном

стенде УКПГ-4 приведем градуировку канала расходомера (РМГ) сква-

жинного

прибора АГДК-42-8ЛМ № 30. Результаты градуировки в имита-

торе колонны с пакером расходомера представлены в табл. 5.8, в НКТ с

внутренним диаметром 76 мм — в табл. 5.9.

График

зависимостей частоты вращения турбинки от скорости

потока газа представлен на рис. 5.14. Как видно из указанного рисунка,

зависимость частоты вращения (/) от скорости потока (v) для собственно

турбинки (левая кривая) значительно круче, чем та же зависимость для

случая, когда поток газа проходит не только через турбинку, но и через

кольцевой зазор (диаметром от 76 до 42 мм).

Таблица

5.8

Результаты

градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная)

имитаторе обсадной колонны с пакером расходомера (стенд УКПГ-4) 15.12.95

Но-

мер

за-

мера

Канал

тер-

мо-

метра

(ТМ),

МКС

92,5

92.5

92,5

"Диаметр

Канал

мано-

метра

(БМ),

МКС

145

143,9

143,6

143,5

38 мм

Канал

тер-

мо-

ане-

мо-

метра

(ТК),

МКС

92,4

92,5

92,6

92,5

92,4

Камера

расходоме-

ра

(

МКС

336

474,5

524

400,4

192

246,5

275

— проходной

rlVll

)

Гц

38,1

62,3

71,0

49,5

13,2

22,7

27,6

Вход-

ное

давле-

ние,

МПа

6,45

6,44

Вход-

ная

тем-

пера-

тура,

274

273

274

диаметр

расходомера

Пока-

зания

ДСС,

2,0

4,0

6,0

3,0

0,8

1,0

1,2

Дав-

ление

сепа-

ра-

ции,

МПа

1,06

1,07

1,06

Тем-

пера-

тура

сепа-

ра-

ции,

262

254

250

249

249,5

250

251

Рас-

ход

газа,

т.м

сут

13,5

19,5

24,07

17,06

8,56

9,78

10,69

Ско-

рость

пото-

ка

диа-

метре

38 мм",

м/с

1,76

2,53

3,11

2,21

1,12

1,25

1,38

месте расположения турбинки.

Таблица 5.9

Результаты

градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная)

трубе с

внутренним

диаметром d.. = 76 мм (стенд УКПГ-4) 14.12.95

Но-

мер

заме-

ра

Канал

тер-

мо-

метра

(ТМ),

МКС

93,2

92,9

92,7

92,6

92,5

92,6

"Замеры

Канал

мано-

метра

(БМ),

МКС

143,5

140,0

141,4

141,3

139,4

136,2

Канал

тер-

мо-

ане-

мо-

метра

(ТК),

МКС

93,2

92,9

92,7

92,5

92,6

Камера

раСХОДОМе-

(гМ1)

МКС

164

238

278

342

415

510

Гц

8,3

21,3

28,2

39,3

52,0

68,6

Вход-

ное

давле-

ние,

МПа

6,22

6,06

6,26

6,10

5,83

5,47

Вход-

ная

тем-

пера-

тура,

274

273

Пока-

зания

ДСС,

9,5

Дав-

ление

сепа-

ра-

ции,

МПа

1,09

1,19

1,14

1,17

1,21

-4 проводились ДСС с пределом 0,25 кгс/см

; 5 и 6 — с

Тем-

пера-

тура

сепа-

ра-

ции,

267

266

265

262

248

Рас-

ход

газа,

т.м

сут

29,54

48,69

65,45

88,6

113,4

135,4

пределом

1,0

Ско-

рость

пото-

ка

диа-

метре

38 мм',

м/с

0,99

1,68

2,18

3,04

4,09

5,14

кгс/см

539

v, м/с

Рис.

5.14.

Характеристики

канала расхо-

домера

АГДК-42-8ЛМ

№ 30

(стенд

УКПГ-4,

сухой

газ, р = 5+в МПа. Г

2+4 °С|:

/ — прибор запакерован; 2 — прибор в

трубе

(d.

= 76 мм)

В сопоставимом интервале

2 — 3 м/с крутизна указанных

кривых составляет соответст-

венно

S, = 27 Гцс/м и Sj =

12,5 Гц-с/м, откуда

коэффици-

енты турбинки (К = 1/S)

будут

равны:

К, = 0,37 м/с-Гц и К

0,08 м/с-Гц. Как видим, по-

следняя величина К

близка к

среднему значению коэффициен-

та низкодебитной турбинки рас-

ходомеров "Метан" (К =

0,075),

известному из литературы [17].

Таким

образом, градуировка на

стенде УКПГ-4 позволила впер-

вые получить градуировочные

зависимости канала расходомера

из

семейства характеристик, па-

раметром которых является внутренний диаметр колонны, что позволило

значительно точнее определить интервалы притока и нагнетания в скважи-

нах Вуктыльского

НКГМ.

Необходимость использования геофизических методов при разработке

месторождения с воздействием на пласт с целью увеличения компоненто-

отдачи диктуется прежде всего следующими основными соображениями.

При

закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо

убедиться, что закачиваемый агент (для Вуктыльского НГКМ —

сухой

тю-

менский

газ) действительно поступает в определенные продуктивные ин-

тервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в

другие

горизонты, например, из-за некачественного цементирования. Заметим,

что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дрени-

рования:

газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вна-

чале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов

перфорации

или фильтра.

При

контроле за пластовыми процессами при различных вариантах

разработки месторождения важно иметь информацию о расположении и

изменении

во времени интервалов дренирования и поглощения. Проблема

заключается в том, что на поздней стадии разработки месторождений вы-

деление этих интервалов традиционными методами практически невоз-

можно из-за неустойчивых режимов работы скважин и наличия зон газо-

жидкостного барботажа.

Для решения проблемы была разработана специальная методика опре-

деления интервалов дренирования и поглощения, основанная на сопостав-

лении

текущей геотермы, записанной в ближайшей наблюдательной сква-

жине,

с термограммой остановленной исследуемой скважины.

540