В результате опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81) состав пластового газа следующий: СН4 -77,54%, C2H6 –5.37%, C3H8 -2,02% нС4Н10 - 1.01% вС4Н10 - 6,52%. СО2 -1.03% N2 -3.68%. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе 361 г/м3 Групповой состав конденсата: нафтеновые - 21,47%, метановые - 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты анализа свободного газа Ямсовейского месторождения
Таблица 1
| Номерскважин | Интервал испытания | Удельный вес | Содержание газа, % объемн. | Ткр, 0К | Pкр ат | Низшая теплотворная способность, ккал | ||||||||||
| абс. г/л | относ. По возд | H2S | CO2 | О2 | N2 | Не | Ar | Н3 | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | |||||
| 10 | 1021-1036 | 0,72 | 0,56 | . | 0,20 | - | 1,13 | 0.014 | 0,01 | 0,026 | 98,56 | 0,06 | ОТС. | 190,45 | 45,71 | 7893,44 |
| 14 | 1036-1046 | 0,72 | 0,56 | - | 0,20 | - | 1,87 | 0,009 | н/об | н/об | 97,81 | 0,12 | ОТС. | 190,14 | 45,66 | 7841,28 |
| 15 | 1011-1024 | 0,72 | 0,56 | - | 0,20 | - | 0,73 | 0,017 | 0,02 | 0,003 | 98,92 | 0,11 | ОТС. | 190,60 | 45,77 | 7929,44 |
| 16 | 1020-1030 | 0,74 | 0,57 | - | 0,55 | - | 2,24 | 0,002 | н/об | 0,001 | 97,01 | 0,19 | ОТС. | 189,82 | 45,71 | 7788,08 |
| 17 | 1006-1026 | 0,72 | 0,56 | - | н/об | - | 0,92 | 0,010 | н/об | н/об | 98,96 | 0,11 | ОТС. | 190,49 | 45,69 | 7932,64 |
| 20 | 998-1010 | 0,72 | 0,56 | - | 0,11 | - | 0,95 | 0,010 | 0,01 | 0,050 | 98,71 | 0,16 | ОТС. | 190,24 | 45,69 | 7919,04 |
| 22 | 1025-1045 | 0,72 | 0,56 | - | 0,20 | - | 1,61 | 0,011 | 0,01 | 0,003 | 98,02 | 0,14 | ОТС. | 190,25 | 45,66 | 7860,16 |
| Средние значения | 0,72 | 0,56 | - | 0,20 | - | 1,36 | 0,010 | 0,01 | 0,012 | 98,28 | 0,13 | ОТС. | 190,28 | 45,70 | 7880,58 | |
| Растворенный газ воде | ||||||||||||||||
| 18 | 1020-1200 | 0,72 | 0,56 | - | 0,36 | - | 0,90 | 0,003 | 0,01 | 0,132 | 98,23 | 0,12 | 0,24 | 189,86 | 45,62 | 7873,28 |
| 19 | 1074-1200 | 0,74 | 0,57 | - | 0,20 | - | 4,54 | 0,013 | 0,06 | 0,373 | 94,67 | 0,14 | ОТС. | 187,51 | 45,14 | 7596,16 |
| 20 | 1060-1069 | 0,72 | 0,56 | - | 0,07 | - | 0,91 | 0,018 | 0,01 | 0,006 | 98,82 | 0,16 | ОТС. | 190,58 | 45,69 | 7927,04 |
| Средние значения | 0,72 | 0,56 | - | 0,21 | - | 2,12 | 0,011 | 0,03 | 0,170 | 97,24 | 0,14 | 0,08 | 189,32 | 45,48 | 7798,83 | |
Плотность конденсата 0,798 г/см3, вязкость при 20°С -1,76сСт, содержание серы - 0,03%.
6. Запасы газа
Исходя из состояния изученности запасы газа отнесены к категориям В, С1 и С2. К категории В отнесены запасы в центральной части площади, в пределах многоугольника с вершинами в скв. 55, 50, 263, 56, 16, 330, 171, 22, 321, 17, 53,
292. 283. Газоносность этой части установлена на основании данных по испытанию скважин, в этой же части структуры из газоносной толщи отобрано 221,63 м керна, что составляет 80,8% от всего вынесенного керна.
К категории С1 отнесены запасы газа на остальной части площади, а запасы в районе седловины, объединяющей оба поднятия, отнесены к категории С2.
Исходя из обоснованных параметров подсчитаны запасы газа по кугегориям B+C1 в объеме 552,4 млрд.м3, а по В + C1 + С2 = 560,4 млрд.м3 (Протокол ГКЗ № 507 от 03.03.1999г).
7. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости или песчаной пробки
В процессе эксплуатации скважин образуются песчаные пробки, существенно влияющие на их производительность. Образование песчаных пробок в большинстве случаев связано с устойчивостью газоносного коллектора. Наличие песчаной пробки или столба жидкости, отрицательно влияющих на производительность скважин, связано не только с устойчивостью коллекторов, но и с депрессией на пласт, проникновением бурового раствора в пласт в процессе бурения, конструкцией скважины, ее производительностью, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважины.
При правильном выборе технологического режима с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях. При необоснованно установленном режиме работы скважины заданной конструкции даже в самых устойчивых коллекторах, где разрушение исключено, практически при любых депрессиях можно создать условия для образования столбов жидкости в стволе скважины. При выборе технологического режима необходимо учесть все факторы, связанные в той или иной мере с образованием песчаных пробок или столба жидкости. Нет необходимости доказывать, что наличие песчаных пробок или столба жидкости уменьшает дебит скважины. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность скважин в большинстве случаев соизмеримо с влиянием степени несовершенства скважин на их дебит и зависит в основном от свойства и размеров пробки.
Дебит несовершенной по степени вскрытия скважины значительно уменьшается, если на забое имеются пробка и столб жидкости. Результаты обработки материалов ГДИ, проведенных в 24-х скважинах Ямсовейского месторождения, показали, что практически во всех скважинах отмечены песчано-глинистые пробки высотой 0,2 – 89,6 м и столбы жидкости 0,4 –82,6 м.
Фракционный состав песчаной пробки в определенной степени предопределяет характер изменения производительности скважин. Изменение, точнее уменьшение, производительности скважин в результате образования песчаных пробок не только изменяет технологический режим работы скважины, но и влияет на основные показатели разработки месторождения в целом. Производительность скважин, работающих с песчаной пробкой снижается в результате уменьшения сечения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления, вызванного характеристикой пробки.
8. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
Исследование скважин - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов н жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, происходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.
При добыче газа в пласте и в скважине происходит следующее (рис. 1 ). На устье скважины открывают задвижки, и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье Ру снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (DРскв=Рз-Ру). Под действием этого перепада в стволе скважины движется вертикальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте. Создается перепад между пластовым и забойным давлениями DР = Рпл-Рз, называемый депрессией на пласт. Под действием депрессии газ из пласта покупает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практически постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины. Кривую распределения давления в пласте вокруг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины Rк. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от Rк до забоя скважины.
В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате затрат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.
Количество газа, которое поступает на устье скважины, приведенное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и температуре +20°С) дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт, геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.