4. Фізико-літологічна характеристика колекторів продуктивного горизонту

Горизонт С-7 розкритий всіма свердловинами з товщиною 51-59 м. Літологічно горизонт складений пісковиками, алевролітами та аргілітами з поодинокими прошарками вапняків. В середній частині горизонту встановлено пласт С-7, який прослідковується по всій площі родовища і має ефективну товщину від 4,0(св.№3,4) до 6,4 м (св. № 1).

1.3.6.Фізико-хімічна характеристика газу і конденсату

1.3.6.1. Методика та умови відбору проб

Газоконденсатні дослідження свердловин Аксютівського ГКР проводились згідно "Інструкції по комплексному дослідженню газових і газоконденсатних пластів та свердловин" та "Методичному керівництву по дослідженню природних газоконденсатних систем" .

Для дослідження застосовувався метод малих відборів газу, за яким вся продукція свердловин спрямовується в газопровід, а частина потоку (менше ніж 1%) за допомогою спеціального пробовідбірного зонду відводиться на малу термостатовану сепараційну установку (МТСУ). Пробовідбірний пристрій монтували на гирлі фонтанної арматури і спускали в трубний простір нижче хрестовини.

Проби конденсату і газу сепарації відбирались одночасно після того, як були установлені стабільні умови роботи малої сепараційної установки, що фіксується постійністю тиску, температури і питомих виходів конденсату.

На основі даних про об'єми пропущеного газу через сепараційну установку і об'єм виділеного стабільного конденсату визначались питомі виходи конденсату. При цьому об'єм газу сепарації приводився до стандартних умов (Р=0,1013 МПа, t=20°С).

Замір об'ємів відходячих відсепарованих газів проводився за допомогою газового лічильника РГ-100, а замір об'ємів виділених стабільних кон­денсатів – за допомогою мірних циліндрів. Об'єм нестабільного конденсату визначався через коефіцієнт усадки. Температура в сепараторі і лічильнику замірялась за допомогою лабораторних термометрів. Час проходження об'єму газу сепарації через лічильник фіксувався секундоміром.

В процесі проведення досліджень свердловини працювали на факел.

Витрати газоконденсатної суміші на малу термостаційну установку визначались за формулою:

(8.1)

де: Q₁ – витрати газоконденсатної суміші на МТСУ, м³/с;

Q₂ – дебіт свердловини, м³/с;

d₁, d₂ – внутрішні діаметри наконечника пробовідбірника та викидної лінії відповідно, м.

В таблиці 8.1 приведені дані по характеристиці свердловин, режиму їх роботи та про режим сепарації і середній питомий вихід конденсату з видобувної газоконденсат­ної системи.

В лабораторних умовах визначено склад відсепарованого газу, кількіс­ть і склад газу дегазації, основні фізико-хімічні властивості конденсату (гус­тина, в'язкість, фракційний склад) та інші характеристики, які необхідні для розрахунку пластових систем.

Вміст вуглеводнів С₅₊ у видобувному газі дорівнює сумі вмісту цих вуглеводнів в сирому конденсаті та відсепарованому газі.

При розрахунку складу видобувного газу, газ дебутанізації подається в сумі з дегазованим конденсатом.

Склад видобувного газу розраховано виходячи з 1 м³ газу сепарації.

Вихідні дані для розрахунку:

• питомий вихід стабільного (дегазованого) конденсату, q_с.к., 10^-6 м³/м³;

• питомий вихід нестабільного конденсату, q_н.к., 10^-6 м³/м³;

• об'ємний коефіцієнт усадки, К_ус.;

• об'єм контейнера, пробовідбірника, V_конт., 10^-6 м³;

• об'єм газу дегазації в об'ємі контейнера, V_г.д., 10^-3 м³;

• густина стабільного (дегазованого) конденсату, _с.к., кг/м³;

• молекулярна маса стабільного (дегазованого) конденсату, М_ск;

• склад газу сепарації, х_і, % мольні;

• склад газу дегазації, х_і, % мольні;

• склад стабільного (дегазованого) конденсату, х_і, % мольні;

- молекулярна маса вуглеводнів С₆₊ в газах сепарації і дегазації.

Потенційний вміст вуглеводнів С₅₊ в пластовому газі (П) дорівнює су­мі цих вуглеводнів в нестабільному (сирому) конденсаті (К) та у відсепарованому газі (в розрахунку на 1 м³ газу сепарації) (L):

П = К+L (8.2)

Вміст вуглеводнів С₅₊ в нестабільному конденсаті (К) дорівнює сумі вмісту цих вуглеводнів в газах дегазації (К₁), дебутанізації (К₂) та в дебутанізованому конденсаті (К₃):

к = к₁+к₂+к₃ (8.3)

Вміст вуглеводнів С₅₊ в газах дегазації (К₁), дебутанізації (К₂) та в дебутанізованому конденсаті (К₃) визначається за формулами:

(8.4)

(8.5)

(8.6)

де: q – кількість нестабільного (сирого) конденсату, віднесене до 1 м³ газу сепарації, см³/м³;

V- об'єм контейнеру, см³;

а – об'єм газу дегазації в об'ємі контейнеру, л;

 – об'єм газу дебутанізації в об'ємі контейнеру, л;

b–кількість стабільного (дебутанізованого) конденсату в об'ємі контейнеру, см³;

l₁ – вміст вуглеводнів С₅₊ в газі дегазації, % мол.;

l₂ – вміст вуглеводнів С₅₊ в газі дебутанізації, % мол.;

м₁ - молекулярна маса вуглеводнів С₅₊ в газі дегазації;

м₂ - молекулярна маса вуглеводнів С₅₊ в газі дебутанізації;

₄²⁰- густина стабільного (дебутанізованого) конденсату, г/см³ .

Вміст вуглеводнів С₅₊ в газі сепарації визначається за формулою:

(8.7)

де: l₃ –вміст вуглеводнів С₅₊ в газі сепарації, % мол.;

м₃ - молекулярна маса вуглеводнів С₅₊ в газі сепарації.

Для підвищення точності розрахунку складу пластового газу вуглеводні С₅₊ в газах сепарації, дегазації та дебутанізації розподіляються на С₅ та С₆₊.

В загальному вигляді рівняння для розрахунку потенційного вмісту вуглеводнів С₅₊ у пластовому газі має вид:

(8.8)

Оскільки дегазація нестабільного конденсату проводилась при температурі 35°С, кількість газу дебутанізації у складі дегазованого конденсату дуже незначна. Тому у розрахунку складу пластового газу газ дебутанізації подається в сумі з газом дегазації.

Таблиця 8.1 – Умови відбору проб газу сепарації та сирого конденсату

№ св.	Пласт	Інтервал перфорації, м	Рпл., МПа Н, м	Тпл., ºК Н, м	НКТ		Тиск, МПа			Р, МПа/%	Дебіт газу, тис.м3/добу	Газокон- денсатний фактор см3/м3		Умови се-парації		Дата від-бору проб
					діаметр, мм	глибина спуску, м
							Ртр.	Рзтр.	Рвиб.
														Рсеп, МПа	Тсеп, ºК
												по сирому	по стабіль-ному
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
4	С-2-3а С-2-3б	3363-3391	32,0	-	73	3345	5,9-8,5	8,8-12,0	14,8	17,2/53,7	12	71,2	57,5	5,9	12	травень 2009
3	С-17-18в С-19-21	3706-3708 3710-3720	38,1	124	73	3688	17,6	18,2	25,0	13,1/34,4	91,1	153,3	115,0	5,9	8	травень 2008