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

5.6.6

Основные проектные показатели разработки месторождения Медвежье

По "Проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации", выполненному институтом ТюменНИИгипрогаз в 1995 г., разработка месторождения завершится в 2010 г. при промышленном коэффициенте газоотдачи 90,2 %.

В обводненном объеме при коэффициенте остаточной газонасыщенности (принятом равным 0,25) останется 38 % газа в свободном объеме, или 60 % остаточных запасов пластового газа.

Остаточный свободный газ предлагается использовать для производства метанола, обрабатывая метан перегретым паром при высоких давлении и температуре.

При ежегодной добыче 4 - 5 млрд. м остаточного газа можно будет получать 600 - 700 тыс. т метанола.

В табл. 5.24 приводятся некоторые технологические показатели по УКПГ и месторождению в целом.

Принята следующая годовая добыча газа по месторождению на завершающей стадии по проекту:

1996 г....................... 47,8 млрд. м

2000 г....................... 34,8 млрд. м

2005 г....................... 15,2 млрд. м

2010 г....................... 7,6 млрд. м

На 01.01.95 г. в продуктивные отложения внедрилось 3412 млн. м воды, что составляет 29,7 % начального порового объема (с учетом остаточной газонасыщенности, равной 0,25), в том числе:

в южную часть (УКПГ-2, 3, 1, 4) - 2035 млн. м (51 %);

в центральную часть (УКПГ-5, 6, 7, 8, 8а) - 937,4 млн. м (28 %);

в Ныдинскую площадь (УКПГ-9) - 440 млн. м (22 %).

Из месторождения отобрано 68,9 % от начальных геологических запасов. Среднее пластовое давление упало до 4,76 МПа, наиболее низкие пластовые давления в зонах УКПГ-6, 7 (3,98-4,25 МПа).

По геологическому отчету за 1996 г., на месторождении из 340 скважин действующего эксплуатационного фонда более 70 относятся к самоза-давливающимся скважинам, эксплуатирующимся с периодическими продувками стволов.

По прогнозу, который сделан в проекте доразработки, с 1995 по 2010 г. на месторождении ежегодно будут работать с водопроявлениями 100-170 скважин, являющихся потенциальными объектами для капитального ремонта, а точнее, которые необходимо будет обязательно ремонтировать.

Таблица 5.24

Некоторые технологические показатели разработки месторождения Медвежье

5.6.7

Расчетные показатели применения технологии разработки месторождения Медвежье с закачкой азота в пласт

Экспериментальный участок

Прогноз добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки и оценка промышленной и конечной газоотдачи проводились на сеточной модели, учитывающей двухмерную фильтрацию газа в неоднородной пористой среде и двухмерную стационарную фильтрацию жидкости в водоносной зоне пласта.

Количественная оценка вытеснения газа в свободном состоянии и защемленного из обводненной зоны пласта контрагентом (азотом) при снижающемся пластовом давлении проводилась в приближенной постановке для условий однофазной фильтрации на базе балансовых соотношений. Количественные характеристики вытеснения метана азотом взяты из экспериментальных исследований, изложенных в разделе 5.6.1.

Расчеты проведены на примере условно выделенного экспериментального участка месторождения Медвежье. Полученные количественные соотношения в процентах перенесены с экспериментального участка на все месторождение, в предположении адекватности рассматриваемого процесса для извлечения остаточных запасов низконапорного газа (при пластовом давлении ниже 5 МПа) на заключительной стадии разработки.

Сеточная модель газовой области экспериментального участка имела переменные фильтрационно-емкостные параметры по площади со следующими характеристиками:

Начальные геологические запасы..................................... ОгеоА.зап млрд.

Начальный газонасыщенный поровый объем пласта.................................................................................................. v;..„„.c. млн. м

Термобарические условия:

начальное пластовое давление...................................... 11,57 МПа

начальная пластовая температура................................ 27 °С (300 К)

коэффициент сверхсжимаемости газа...................... 0,960

Объемный коэффициент газа (FVF).............................. 0,0086 mVm

Газонасыщенность:

начальная.............................................................................. 0,75 (СЦ])

остаточная............................................................................ 0,25 (а,)

Условные границы выделенного участка принимались непроницаемыми.

Сеточная модель водоносной области имела аналогичные границы, соответствующие газовой части залежи, и характеризовалась переменными фильтрационно-емкостными параметрами по площади. На ее границах задавалась функция притока воды, полученная из общего решения уравнения Ван-Эвердингена и Херста (стационарный приток воды к укрупненной скважине).

На сеточной модели экспериментального участка были заданы 63 скважины с фактическими дебитами и рассмотрены две технологии доразработки.