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

US6 1493 1501 jggg

197» 1979 I9S0 I9tl 19S2 I9S3 I9»4 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы

1000

937 Факт 808

J I L.

1700

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы

500 -

к 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы

Рис. 4.12. Динамика дебнтов скважин:

а - Уренгойская площадь; б - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

соответствует проектному; в зонах УКПГ-11, 13 - выше проектного (на 0,3 • 0,4 МПа). Минимальное давление - в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12; максимальное - на УКПГ-13.

Среднее пластовое давление снизилось по скважинам УКПГ-И на 41,8 % от начального, УКПГ-12 - на 50 %, УКПГ-13 на 41 %.

По Северо-Уренгойскому месторождению пластовое давление на 01.01.98 снизилось на 38,5 % от начального и составляет 7,3 МПа. Минимальное давление в зоне эксплуатационных скважин 6,9 МПа.

5 б00\-

400 h

200 h

774

735 740 737 750

197S 1979 mo mi m2 тз i9u ms i9S6 m? i9m m9 i99o mi m: тз m* ms i996 m? 6 Годы

300 "s 250

1 200

I 100

2 50

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы

100 -80 -

>a 40

20 h

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы

Рис. 4.13. Динамика фонда действующих скважин:

а - Уренгойская площадь; б - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгонское месторождение

Устьевые давления, МПа, средние по УКПГ на 01.01.98, следующие: Уренгойская площадь - 3,3 (УКПГ-5)4,4 (УКПГ-10); Ен-Яхинская - 4,2 (УКПГ-12) +4,4 (УКПГ-13); Северо-Уренгойское месторождение - 4,8.

Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении - с 1987 г. Сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения.

Строительство I очереди ДКС закончено в I кв. 1996 г. (УКПГ-2); ДКС II очереди введены на УКПГ-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12.

Отставание ввода ДКС приводило к тому, что значительный фонд скважин в течение длительного времени работал на режиме р = const, так как давление на устье ограничивалось давлением в коллекторе, в связи с чем были снижены годовые отборы в зонах отдельных УКПГ.

4.2.4

Анализ результатов исследований скважин при стационарном режиме фильтрации. Уточнение продуктивной характеристики "средней" скважины зон УКПГ

с целью определения текущей продуктивной характеристики скважин, необходимой для правильного установления технологического режима, и регулирования отборов газа по отдельным скважинам, кустам, УКПГ на Уренгойском и Северо-Уренгойском месторождениях в течение всего периода разработки проводились испытания при стационарных режимах фильтрации по стандартной методике.

Учитывая, что эксплуатационные скважины оборудованы пакерами и забойными клапанами-отсекателями (проектировалось для обеспечения надежности эксплуатации), обработку результатов испытаний проводили по формуле Ар = Рш ~ Ру при заданном дебите О. При этом определяется коэффициент сопротивления призабойной зоны пласта А и коэффициент (В-1-6), где в характеризует суммарные потери давления в лифтовой колонне и забойном оборудовании.

С целью уменьшения затрат на промысловые испытания скважин и сокращения потерь газа в атмосферу во ВНИИГазе разработали и с 1985 г. внедряют на Уренгойском месторождении методику испытаний на одном рабочем режиме. Анализ результатов исследований 637 скважин Уренгойской площади по стандартной методике за 12 лет с начала эксплуатации показал, что зависимость р ~ Ру • от О конкретной скважины практически постоянна во времени. В связи с этим было рекомендовано шире применять замеры дебита и устьевого давления на рабочем режиме в качестве контрольной точки на индикаторной линии р - Ру • е как функции О (использовать данные разновременных стандартных исследований конкретной скважины).