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

Рис. 5.82. Схема размещения нагнетательных скважин в зонах УКПГ-б и УКПГ-7. Скважины: / - нагнетательные (в числителе - номер скважины, в знаменателе - высота подъема ГВК); 2 - разведочные; 3 - эксплуатационные; 4 - наблюдательные; 5 - эксплуатационные кустовые; 6 - контур газоносности; 7 - линии равных значений подъема ГВК, м

Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, которые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности первоначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин перед переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем не менее в скважинах с глубоким забоем будет легче осуществить вскрытие ниже поверхности первоначального газоводяного контакта или вблизи от него. Такое вскрытие будет необходимо, чтобы исключить быстрый прорыв закачиваемого азота в чисто газовую часть пласта и к добывающим скважинам. Были намечены в качестве нагнетательных следующие скважины: 601, 605, 608, 612, 619, 620, 622, 629, 701, 702, 704, 706, 708, 713, 715, 716, 812, 819.

Часть из них являются одиночными, другие расположены в кустах. Номера скважин в кустах на рис. 5.80 и 5.81 объединены горизонтальными фигурными скобками. Расположение скважин на структуре показано на рис. 5.82.

Дополнительно по четырем направлениям:

1) скважины 619 - 623 - 628 - 622 - 612,

2) скважины 701 - 703 - 713 - 711 - 622,

3) скважины 702 - 708 - 715 - 716 - 612,

4) скважины 812 - 619 - 623 - 628 - 605

были построены профили с обозначением интервалов вскрытия по каждой скважине и положений начального и текущего ГВК.

Зона УКПГ-6 имеет площадь, равную примерно 91 км при начальном газонасыщенном объеме породы 5332 10 м и средней газонасыщенной толщине около 59 м. Для зоны УКПГ-7 соответствующие показатели будут равны 117 км 5143-10 м и 44 м.

В табл. 5.34 и 5.35 приведены прогнозные показатели обводнения зон УКПГ-6 и УКПГ-7.

Таблица 5.34

Показатели обводиеиия зоны УКПГ-6 (средняя начальная газонвсьиценная толщина - 50 м)

Таблица 5.35

Показатели обводнения зоны УКПГ-7 (средняя начальная газонасыщенная толщина - 44 м)

При расчете использовались данные о давлениях из "Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации" (ТюменНИИгипрогаз, 1995 г.).

На основе этих данных были рассчитаны остаточные запасы свободного и защемленного газа в необводненных и обводненных частях продуктивного пласта зон УКПГ-6 и УКПГ-7 (табл. 5.36).

Закачку азота предполагается осуществлять с 2000 г.

Установка по производству азота имеет следующие технические характеристики:

1. Производительность - 6 млн. нормальных MVcyr (или 2,18 млрд. м/год).

2. Давление на выходе из установки - 6 МПа (60 бар).

3. Потребление природного газа для газовых турбин - около 11 ООО кг/ч (или 367 тыс. MVcyr).

Весьма благоприятным является то обстоятельство, что к моменту пуска установки (2000 - 2001 гг.) будет иметься значительный резерв по давлению (не менее 2,5 МПа), который позволит варьировать устьевыми давлениями и, следовательно, суточными объемами закачки азота по каждой скважине.

Предлагается начиная с 2000 г. закачивать по одному миллиарду нормальных м азота в каждую из двух зон (УКПГ-6 и УКПГ-7) и, практически не изменяя темпов падения проектного пластового давления, увеличить по добывающим скважинам каждого УКПГ годовой отбор на один миллиард кубических метров.

В табл. 5.37 приведены величины проектных и предлагаемых при условии закачки азота отборов газа из УКПГ-6 и УКПГ-7 по годам.

За три года и три квартала будет отобран весь свободный газ из чисто газовых частей пласта УКПГ-6 и УКПГ-7 (21,1 млрд. м), что на 10,5млрд.м больше, чем предполагается отобрать по проекту (10,6 млрд. м).

При этом пластовые давления в средней части обводненной зоны останутся такими же, как и на начало закачки азота (2,14 МПа по УКПГ-6 и 2,53 МПа по УКПГ-7).

В обводненном объеме пласта по зонам УКПГ-6 и 7 останется при

Динамика средних пластовых давлений, остаточных запасов свободного газа

и объемов защемленного газа

по УКПГ-6 и УКПГ-7 месторождения Медвежье