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

вой добычи по месторождению должен был составить 47,830 млрд. м, т.е. практически сохраниться на уровне 1995 г., за который из залежи было извлечено 48,485 млрд. м. Поддержание уровней годовых отборов обеспечивали вводом в фонд действующих пяти новых скважин на УКПГ-9 и второго цеха ЦДКС, без которого годовые отборы снижались до 41 млрд. м, т.е. на месторождении сохранилась бы сложившаяся в предыдущие два года динамика ежегодного падения добычи в 6 - 7 млрд. м.

В последующий период доразработки (1997 - 2010 гг.) снижение уровней годовых отборов составит 3 - 3,5 млрд. м. Так, в 2000 г., согласно расчетам, из залежи будет добыто 34,854 млрд. м, а в 2005 г. - 15,202 млрд. м1

В течение всего периода доразработки основными районами добычи остаются УКПГ-1, УКПГ-4, УКПГ-8-1-8а и УКПГ-9, на которые будет приходиться до 68 % извлекаемого в целом по месторождению газа (рис. 4.6, 4.7).

Завершится разработка месторождения в 2010 г. при конечном коэффициенте газоотдачи 90,2 %, соответствующем суммарному отбору 1794,89 млрд. м. При коэффициенте остаточной газонасыщенности 0,25 останется 76,86 млрд. м газа в обводненном объеме и 118,95 млрд. м в свободном объеме. Первым выйдет из эксплуатации в 2001 г. УКПГ-8, затем в 2003 - 2004 гг. УКПГ-4 и УКПГ-1. В последующий период завершится разработка остальных УКПГ.

Во втором варианте, кроме дополнительных, в действующий фонд включены скважины, простаивающие из-за высокого давления в коллекторе на УКПГ-3, 4, 5, 6, 7 и 8. Поэтому уточнение показателей разработки для второго варианта было сделано только для указанных УКПГ. Ввод простаивающих скважин в целом несущественно менял картину динамики годовых отборов. Так, относительно первого варианта в 1996 г. объем годовой добычи возрастал до 48,866 млрд. м (или был на 1,036 млрд. м боль-

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Годы разработки

Рис. 4.6. Медвежье месторождение. Динамика годовой и накопленной добычи газа (вариант 1)

по годам 420

Рис. 4.7. Медвежье месторождение. Распределение добычи газа по

а - 1996 г.; б - 2000 г.; в - 2005 г.

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 200S 2009 2010

Годы разработки

Рис. 4.8. Медвежье месторождение. Динамика годовой н накопленной добычи газа по годам (вариант 2)

ше), в 2000 г. - 35,421 млрд. м против 34,854 млрд. мпо первому варианту. На заключительном этапе разработки объемы годовой добычи и конечные коэффициенты газоотдачи будут одинаковы (рис. 4.8). Несколько изменится время окончания разработки отдельных зон. Так, на один-два года раньше завершится разработка районов УКПГ-7 и УКПГ-3.

4.1.4

Рекомендации по контролю за разработкой

Основные задачи контроля за разработкой связаны с прогнозированием внедрения пластовой воды в залежь, изучением распределения пластового давления и отработкой залежи по площади и разрезу.

Последнее приобретает особое значение для эффективной эксплуатации фонда переключенных скважин. Контроль за разработкой согласно действующим правилам должен предусматривать следующий минимум исследований:

1) систематическое и периодическое определение пластового, статического и устьевого давлений по всему фонду эксплуатационных и наблюдательных скважин;

2) оценка добывных возможностей эксплуатационных скважин;

3) проведение комплекса геофизических и гидрохимических замеров. Необходимый минимум таких исследований приведен в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Необходимый минимум геолого-промысловых и гидрохимических исследований по контролю за разработкой

№ п/п

Вид исследований

Объем исследований

Периодичность

Замер рабочих давлений и температур по системе скважина - газопровод УКПГ

Замер статических и пластовых давлений

Контроль за межколонными газопроявлениями Газодинамические исследования прн стационарных режимах фильтрации В том числе: специальные исследования комплексами " Надым-1", "Надым-2"

Шаблонирование ствола и отбивка забоев скважин

Замер пьезометрического уровня

Определение объема выносимой скважиной пластовой жидкости установкой МГСУ-1-100

Действующий фонд скважин

Эксплуатационный и наблюдательный фонд скважин

Весь фонд скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Не менее 50 % эксплуатационного фонда скважин

100 % эксплуатационного фонда скважин Весь фонд скважин

Фонд пьезометрических скважин

Эксплуатационный фонд

1 - 2 раза в месяц

Ежеквартально То же

Не менее одного раза в год

На период постоянной добычи

На период падающей добычи

После длительных простоев, перед глубинными про-мыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин Ежеквартально

Не менее 1 раза в год