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

выявили высокую эффективность технологии и предопределили целесообразность расширения масштабов воздействия на пласт путем перевода месторождения в режим работы хранилища-регулятора (см. раздел 5.2).

На первом этапе ставится задача стабилизации энергетического состояния пласта-коллектора, работоспособности промысловой инфраструктуры, поддержания сырьевой базы Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ), реконструкция которого будет завершена в 2001 г., а также создания резерва газа и регулирования работы газотранспортной системы Надым - Пуртаз - европейская часть России. Расположение Вуктыльского ГКМ дает возможность обеспечить воздействие на пласт нагнетаемым агентом - неравновесным сухим газом без существенных капитальных затрат из существующей системы магистральных газопроводов без дополнительного компримирования газа.

На втором этапе наряду с решением проблем первого этапа обеспечивается надежность эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа за счет регулирования потоков газа путем его сезонной закачки в газоконденсатный пласт Вуктыльского месторождения.

5.4.1

Выбор расчетных вариантов разработки

На стадии разработки технико-экономических соображений по переводу Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора были рассмотрены направления, предусматривающие равномерную и зональную схемы размещения нагнетательных скважин на площади северного купола Вуктыльского месторождения

Схема равномерно распределенной закачки сухого газа в пласт в силу резкой неоднородности коллекторских свойств продуктивного горизонта приводит к быстрому прорыву нагнетаемого агента к эксплуатационным скважинам, что ведет к снижению кондиционности поступающего на газоперерабатывающий завод углеводородного сырья.

Зональная схема распределения объемов нагнетания сухого газа, предусматривающая максимальное использование под закачку скважин, работающих в газлифтном режиме, расположенных по периферии, обеспечит эффективную эксплуатацию промысла и газофракционирующей установки. В данном варианте решение задачи надежного обеспечения СГПЗ промежуточными углеводородами успешно сочетается с реализацией технологии повышения углеводородоотдачи пласта.

Для учета фактора регулирования сезонной неравномерности газопотребления в летний и зимний периоды была рассмотрена возможность закачки в пласт тюменского газа в объеме 2,5 млрд. м только в летний период, что в сочетании с условием поддержания отбора на уровне 2,7 млрд. м в течение года может обеспечить рентабельное функционирование объекта в режиме регулятора колебаний сезонной неравномерности газопотребления в газотранспортной системе.

В результате расчетов наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант 1) были выбраны три варианта с закачкой газа в пласт, в наибольшей степени отвечающие перечисленным выше условиям:

Вариант 2 - сезонная закачка тюменского газа в летний период

(6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м/год.

Вариант 3 - сезонная закачка тюменского газа в летний период (6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м/год в течение 20 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м/год.

Вариант 4 - равномерная закачка тюменского газа в течение года через 38 скважин в объеме 2,5 млрд. м/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м/год.

Во всех вариантах после прекращения активного воздействия на пласт предусматривается доразработка месторождения на режиме истощения пластовой энергии до давления забрасывания 1,7 МПа.

5.4.2

Технологические показатели разработки

Расчет технологических показателей разработки для всех вариантов базировался на использовании цифровой геологической модели Вуктыльского НГКМ в трехмерной интерпретации, полученной с помощью аппаратно-программного комплекса "Landmark" и модели многокомпонентной фильтрации углеводородных систем. Активное воздействие на пласт предусматривалось для всех вариантов только на северном куполе месторождения.

При анализе динамики пластового давления для рассматриваемых вариантов разработки (рис. 5.50) видно, что в случае дальнейшей разработки месторождения на режиме истощения пластовое давление в дренируемой зоне продуктивного горизонта к 2014 г. достигает уровня 1,8 МПа, что соответствует принятому давлению забрасывания.

1995

2000

2005

2010 2015

2020

2025

2030 2035

Рис. 5.50. намнка пластового давления (сплошные кривые) и измеиеиие суммарного объема закачиваемого газа (кривые с точками) в процессе активного воздействия на газоконденсатный пласт иа северном куполе Вуктыльского НГКМ.

Давление: варианты / (ист.) - 4; закачка - варианты 2-4

Результаты расчетов годового отбора газа из пласта северного купола Вуктыльского месторождения для вариантов с применением метода активного воздействия на газоконденсатный пласт и базового варианта доразработки залежи на режиме истощения показали, что в вариантах с поддержанием пластового давления период надежного обеспечения Сосногорского ГПЗ сырьем составит 26 -27 лет в вариантах 2, 4 и 37 лет - в варианте 3 с момента перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора за счет сохранения резерва по остаточным запасам газа.

Сводные показатели доразработки северного купола Вуктыльского месторождения начиная с 1998 г. приведены в табл. 5.11.

Таким образом, на основании сравнительного анализа результатов технологических показателей эксплуатации Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора сезонной неравномерности газотранспортной системы можно рекомендовать для практической реализации на промысле вариант 3. Предложенная по этому варианту схема эксплуатации месторождения обеспечивает надежную сырьевую базу газоперерабатывающего завода до 2035 г. Годовой отбор промежуточных углеводородов в период 2000 -2025 гг. составит не менее 300 тыс. т, в том числе пропан-бутановой фракции (Сз 4) более 150 тыс. т. Основные технологические показатели по рекомендованному варианту приведены в табл. 5.12, 5.13.

Подготовка продукции скважин на Вуктыльском НГКМ в настоящее время осуществляется по схеме предварительной сепарации на шести УКПГ и одной УППГ и окончательной подготовки на головных сооружениях по схеме ДКС -ХС-НТС. В период доразработки месторождения в режиме как истощения, так и хранилища-регулятора данная принципиальная схема изменений не претерпит. Для осуществления закачки заданных объемов газа в пласт потребуется замена внутрипромысловых трубопроводов подачи тюменского газа. Кроме того, для всех вариантов необходима реконструкция дожимной компрессорной станции, что учтено в капитальных затратах технологической схемы.

Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки. В течение 1998 -2000 гг. предусмотрена переработка промыслового газа на действующей газоотбензинивающей установке с максимальной производительностью 1,5 млрд. мVгoд по сырью. Остальной объем газа поступает в магистральный газопровод без извлечения компонентов Сз+.

С целью более глубокого извлечения компонентов Сз. (до 95 - 99 %) в Таблица 5.11

Сводные показатели разработки северного купола Вуктыльского месторождения