Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Проект разработки газового месторождения Амангельды

Проект разработки газового месторождения Амангельды

Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 02.05.2013
Размер файла 6,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проект разработки газового месторождения Амангельды

Введение

месторождение газоносный геологический

Очистка и переработка природного газа Амангельдинского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Амангельдинского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделан проект разработки Амангельдинского месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождения Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 170 км к северу от города Тараз (рис.1).

Географически оно расположено в юго-запада части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, ветвью Большого Каратау.

В орографическом отношении район представлен бугристыми песками Мойынкум с относительным превышением (бугристых) песчаных гряд северо-западного направления до 20м.

Граница песков на юге и юго-востоке имеет северо-западное простирание, вдоль неё протекает река Талас, в припойменной части которой расположены усадьбы пункты отгонного животноводства. Абсолютные отметки рельефа местности в районе месторождения +350 - +360 м увеличиваются в районе г. Тараз до +600 м. Местность на всём протяжении равнинная вздымающаяся к югу, в сторону Тянь-Шаня. Источником водоснабжения непосредственно на площади месторождении являются колодцы и артезианские скважины, уровень в которых находятся на глубине 10-20 м от устья. Водоносные горизонты палеогена залегают на глубине 60-220 м, содержат воду с минерализацией 3-5 г/л. Дебиты воды высокие (до 45 м3/сут).

Водоснабжение бурение обеспечивалось за счёт водяных скважин. Глина для бурового раствора скважин подвозилась, в основном, с глинокарьера Кенес расположенного в 75 км к югу от месторождения. Строительный материал - гравии, песок в избытке имеется в русле реки Талас, протекающей в 75 км на юго-западе. Бутовы камень разрабатывается в 120 км на севере с. Уланбель.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Масштаб 1 : 1500000

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения Амангельды

Непосредственно через площадь Амангельды проходит с юго-востока (от Жамбылской ГРЭС) на северо-запад высоковольтная линия электропередачи районного значения. Населения в районе Амангельды довольно редкое. Ближайший населённый пункт - село Уюк находится в 70 км к югу реки Талас.

Основное занятие у населения - животноводство, особенно овцеводства - каракулеводства. Через месторождения Амангельды проходит шоссейная дорога, которая соединяет областной центр г .Тараз с сёлами Акколь, Уюк, Уланбель.

Топливная база в районе месторождения отсутствует. Местное население и промышленные предприятия в качестве используют, в основном, привозной каменный уголь, саксаул. Климат района резко-континентальный с сухим жарким летом (до + 40 °С) и холодной (до - 30 °С ) малоснежной зимой, продолжительность отопительного сезона 178 суток (с 15 октября по 15 апреля

1.2 Стратиграфия

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхнего девона, карбона, перми, которые с угловым несогласием перекрыты мезо-кайнозойскими породами, толщиной до 400 м.

Девонская система - Д

Отложения девона вскрыты только в скважине 1, где ниже-средний девон, толщиной 160 м, представлен конгломератами и сильно уплотненными аргиллитами. Верхний девон сложен песчаниками и гравелитами с тонкими прослоями аргиллитов и конгломератов толщиной до 220 метров.

Разрез верхней части нижнесреднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Каменноугольная система С

Отложения нижнего карбона в турнейском ярусе представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Визейский ярус литологический подразделяются на нижнее- и средне-верхний подъярусы. Нижневизейский подъярус, к которому приурочена газоконденсатная залежь, сложен в нижней части аргиллитами, глинистыми песчаниками с прослоями углей (аргиллиты являются газоупором снизу для газоконденсатной залежи), а в верхней - переслаиванием песчаников и аргиллитов с пропластками известняка. Толщина до 80 м. Средне-верхний подъярус представлен в основном известняками, доломитами и мергелями аргиллитов и алевролитов. Толщина изменяется то 240 до 320 м. Серпуховский ярус сложен известняками, доломитами, в верхней части ангидритизированными аргиллитами с пропластками известняка. Толщина нижнего карбона до 800 м. Отложения среднего и верхнего карбона представлены в основании пестроцветными аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников, на них залегает толща красноцветных песчаников алевролитов и аргиллитов. Толщина более 700 м.

Пермская система Р

Пермские отложения расчленяются на подсоленосую, соленосную, и надсоленосую толщи. Подсоленосная толща представлена в основании аргиллитами, выше - переслаиванием песчаников, аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Толщина изменяется от 270 до 410 м. Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита толщиной до 500 м. Надсоленосная толща верхней Перми представлена в основании песчаниками, в остальной части - глинистыми алевролитами с прослоями песчаника. Толщина отложения изменяется от 170 до 450 м.

Мезозой - кайнозойская система Mz - Kz

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина в пределах структуры изменяется то 178 в своде до 346 м на крыльях.

1.3 Тектоника

Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре расположенной в восточной части Миштинского прогиба Мойнынкумской впадины Шу-Сарысуйской депрессии.

М 1: 300000

Рисунок 2.2. Геологический разрез месторождения Амангельды

Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с юго-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов, что было подтверждено бурением скважин 10 и 14, которые оказались за пределами структуры Амангельды. Скважина 3 при сопоставлении разреза с соседними скважинами 11 и 18 хорошо коррелируется и абсолютная отметка кровли пласта - коллектора находятся ниже на 53 м (-1840.2м), чем в скважине 18 (-1787 м), то есть её положение согласуется со структурными построениями рядом расположенных скважин. При опробовании в этой скважине получен слабы приток газа, что также противоречит принадлежности вскрытых платов в скважине 3 к залежи нижневизейского продуктивного горизонта Амангельды. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 1960 м составляют 14.2Ч6.4 км, амплитуда поднятия 260 м.

М 1: 500000

Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Амангельды

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м3/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м3/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м3/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая.

В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979.8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967.6 м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979.0 м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976.8 м. В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968.6 м.

Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м.

Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14.8 х 7.5 км, высота - 268.8 м.

1.4 Газоносность

На месторождении Амангельды выявлено газоносность нижневизейский, серпуховских и нижнепермских отложений и в соответствие с настоящим проектом нами рассматривается строение нижневизейского продуктивного горизонта и приурочений к нему газоконденсатной залежи.

В пределах нижневизейского горизонта расположено три пачки (А, Б, В,), в верхней и нижней из которых выделено по четыре пласта-коллектора и в средней - два.

Согласно принятой схеме расчленения разреза по каждому выделенному пласту подсчитаны коэффициенты распространения и слияния соседних пластов (табл.1).

Таблица 1 - Коэффициенты распространения слияния пластов

Пачка

Пласт

Коэффициенты неоднородности

Распространения

Слияния

А

1

0.42

-

2

0.17

-

3

0.42

0.2

4

0.75

-

Б

1

0.58

0.33

2

0.5

-

В

1

0.75

0.33

2

0.92

0.3

3

0.83

0.67

4

0.75

Пласты пачки А не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми породами. Более развитым является пласт 4, его коэффициент распространения равен 0.75, а по остальным колеблется в пределах 0.75 - 0.42 (табл. 1). В скважине 18 пачка А полностью заглинизирована. Связи между пластами как видно из таблицы не наблюдается, за исключением пластов 3 и 4, где коэффициент слияния равен 0.2. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 (скв. 1) до 7.8 м (скв. 5), в среднем равна 3.4 м, что общей составляет 53% (табл. 2).

В пачке Б выделяется два пласта-коллектора, которые сливаясь между собой образуют единый резервуар (Ксл = 0.33). Пласт 1 имеет коэффициент распространения в пределах залежи 0.58, так как в скважинах 5,11,16,17,18 он замещен глинистыми породами. Пласт 2 менее распространен, в скважинах 4, 5, 7, 8, 15, 18 он заглинизирован. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0.8 (скв. 8) до 4.0 м (скв. 1) и в среднем составляет 2.9 м, что в процентом отношении от общей более 90%. Наиболее выдержанной является пачка В, в её пределах прослеживается 4 пласта, каждый из которых имеет коэффициент распространения более 0.75. При высоком коэффициенте слияния пластов между собой (К сл = 0.33 и выше), пачку В можно рассматривать как единый резервуар. Общая толщина пачки колеблется от1.8 (скв. 7) до 21.2 м (скв. 3), при этом эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах от 1.8 (скв. 7) до 19.0 м (скв. 5) и в среднем составляет 11.1 м (табл. 3). Основным показателями, характеризующими степень неоднородности горизонта в целом являются коэффициенты расчлененности, которые соответственно равны 5.5 и 0.518.

Таблица 2 - Характеристика толщин горизонта

Толщина

Наименование

Пачка

В целом по горизонту

А

Б

В

Общая, м

Средняя, м

8.1

3.2

14.8

34.7

Коэффициент вариации

0.086

Интервал изменений

0.8-16.2

1.2-5.0

1.8-21.2

17.6-46.0

Эффективная, м

Средняя, м

4.3

3.0

11.1

18.1

Коэффициент вариации

0.128

Интервал изменений

0.8-7.8

0.8-4.0

1.8-19.0

6.2-29.4

Газоносная, м

Средняя, м

4.3

3.0

11.1

18.1

Коэффициент вариации

0.128

Интервал изменений

0.8-7.8

0.8-4.4

1.8-19.0

6.2-29.4

Верхняя часть продуктивного горизонта переслаиванием пластов плотных мелкозернисты песчаников, алевролитов глинистых, аргиллитов плотных и слабоцементированных песчаников. Слабоцементированные песчаники средне-мелкозернистые и мелкозернистые, по минералогическому составу, в основном, кварц-полевошпатовые. Обломочный материал хорошо отсортирован. Цемент (5-20%) карбонато-глин6исты, глинисты, редко регенерационный кварцевый контактно-порового типов. В средней части содержатся пласт аргиллитов с линзовидными прослоями плотных непроницаемых алевролитов и песчаников, мощность которых изменяется от 4-5 м в южной части до 1.4.-1.8 м - в северной. Нижняя часть горизонта сложена плотными песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. В этой части разреза в скважинах 1, 11, 16 также присутствуют слабоцементированные песчаники. Песчаники среднезернистые, кварцполевошпатовые. Цемент глинисто-гидрослюдистый, карбонатно-гидрослюдитый порово-контактного, контактного-порового , реже, порового типов. Количество цемента 10-16 %, при поровом типе цементации-до 20%. Плотносцементированные песчаники мелко-среднезернистые, кварц-полевошпатовые. Цемент (15-20%) глинистый, карбонатно-глинисты, реже карбонатный и кварцевый, преимущественно порового, базально-порового типов. Разрез нижневизейского подъяруса, включая описаны продуктивный горизонт, характеризуется интенсивной трещиноватостью, которая отмечается во всех литологических разностях - песчаниках, алевролитах, аргиллитах, известняках и углях. Наряду с тектонической трещиноватостью, имеет место лито-генетическая микро-трещиноватость, обусловленная эпигенетическими процессами.

При имеющимся объеме информации по керну и использованном способе определения типа коллектора и его критических параметров можно говорить о породах-коллекторах порового типа с критическими значениями проницаемости и пористости 0.35 * 10-3 мкм2 и 10.5% соответственно при карбонатности до 9% и глинистости до 12.5% и о выделении в них линз пород с более высокой фильтрационно-емкостной характеристикой. Средне значения емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов по керну представлены в таблице.

Средне значение пористости при расчете по скважинам составляет 0.148, средне значение проницаемости -2.7 * 10-3 мкм2. Осреднение выполнено по скважинам, так как наблюдается значительный диапазон изменений средних пористости в скважинах от 12.2% (скважина 7) до 19.3% (скважина 6). Это вызвано как условиями отбора керна, так и тем, что качество коллектора изменяется по площади.

Величина остаточной водонасыщенности оценена по керну из скважины 6, пробуренной на известково-битумном растворе. Для образцов свойства которых соответствуют принятым граничным значениям, величина остаточной водонасыщенности равна 0.19. В осреднении использовано 54 образца без трещин, диапазон изменения остаточной водонасыщенности 0.06-0.42 . Средняя величина газонасыщенности, рассчитана как 1-Кво, равна 0.81. Для остальных скважин остальных скважин остаточная водонасыщенность может быть определена по зависимости, полученной по образцам без трещин из скважин 6 (прямые определения) и описываемой уравнением Кво = 1482.1 * Кп-1.4739 (R2 = 0.78).

Таблица 3 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения кернов

Интервалы изменения проницаемости, мкм 2

Число случаев

0,00035-0,001

104

0,001-0,005

136

0,005-0,01

14

0,01-0,05

13

0,05-0,33

5

Нижневизейская газоконденсатная залежь занимает почти всю площадь структуры в пределах контура развития коллектора. Газоупором над залежью являются глинистые известняки среднего визейского подъяруса.

В работе газоводяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1972.0 м и продуктивность её установлено опробованием скважин 5 и 9, где в первой получен газ в открытом стволе до абсолютной отметки минус 1967.6 м, а во второй - пластовая вода с абсолютной отметкой минус 1976.8 м. В скважине 13 по результатам интерпретации материалов ГИС пласты оцениваются как водонасыщенные с абсолютной отметкой минус 1968.6 м (табл. 4).

Таблица 4 - Обоснование положения раздела газ-вода

Горизонт

Скважина

Опробование

Геофизика

Нижняя отметка газа, м

Верхняя отметка воды, м

Нижняя отметка газа, м

Верхняя отметка воды, м

С1V1

5

-1967.6 откр. ствол

-1967.6

9

-1976.8

-1976.8

13

сухо

-1968.6

в интервале - 1888.0-2109.0 м.

2. Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

Система разработки месторождения Амангельды характеризуется очень сложным строением пород-коллекторов с невыдержанными по площади и разрезу коллекторскими свойствами пластов, с различными физико-химическими свойствами и составом газа и гидродинамическими характеристиками (пластовыми давлениями), что обуславливает необходимость определенного подхода к выделению объектов эксплуатации, основанном на анализе геолого-геофизической характеристики продуктивных пластов и горизонтов и учета технических и технологических возможностей их разработки.

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводили, исходя из положений «Единых правил…» и анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовой системы месторождения Амангельды с использованием опыта разработки и проектирования месторождений такого типа. В качестве расчетных вариантов рассмотрены 4 варианта разработки.

Таблица 2.1 - Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта

Параметры

I объект (нижневизейский)

Средняя глубина залегания, м

2215,0

Тип залежи

Пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная

Тип коллектора

Поровый

Площадь газоносности, м2

55717,0

Средняя общая толщина, м

37,2

Средняя газонасыщенная толщина, м

18,3

Пористость по ГИС, доли ед.

0,167

Пористость по керну, доли ед.

0,163

Газонасыщенность, доли ед.

0,77

Проницаемость по керну, 10-3 мкм2

6,2

Пластовая температура, °С

69

Пластовое давление, МПа

23,7

Давление начала конденсации, МПа

19,42

Давление максимальной конденсации, МПа

8,31

Параметры

I объект(нижневизейский)

Вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с

0,012

Содержание стабильного конденсата, г/м3

86,0

Коэффициенты фильтрационного сопротивления,

a, МПа2/(тыс.м3/сут)

b, МПа2/(тыс.м3/сут)2

5,23

0,128

Начальные геологические запасы свободного газа, млрд. м3:

в том числе: по категории С1/С2

25,019

18,952/6,067

Начальные геологические запасы конденсата, тыс. т:

в том числе: по категории С1/С2

2152,0

522,0/1630,0

Общие положения для всех вариантов разработки

1 Разработка I объекта (нижневизейского горизонта) будет происходить на истощение - без поддержания пластовой энергии.

2 Размещение скважин - по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800х800 м).

3 Предусмотрено бурение скважин с проектной глубиной 2350 м. Начало бурения - 2009 год.

Характеристика расчетных вариантов

1 вариант - базовый. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление - 5 МПа (П-2.1).

2 вариант. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.2).

3 вариант. Количество добывающих скважин - 33, в т.ч. бурение 8 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.3).

4 вариант. Количество добывающих скважин - 38, в т.ч. бурение 13 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.4).

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - I объект (нижневизейский горизонт). Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки

Характеристики

Варианты

1

2

3

4

Характеристики

Варианты

1

2

3

4

Режим разработки

естественный режим

Схема расположения скважин

квадратная

Расстояние между скважинами, м

800

Количество добывающих скважин

26

26

33

38

Режим работы добывающих скважин

Ру=5 МПа

2009-2010 гг. - Ру=5 МПа

С 2010 г. - Ру=3 МПа

Коэффициент использования скважин, д. ед.

0,95

Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.

0,95

Варианты разработки, предлагаемые на рассмотрение, отличаются темпами разработки и технологическим режимом скважин, выражающемся в различном количестве пробуренных скважин и различным уровнем устьевого давления скважин, что приводит к различным темпам отбора извлекаемых запасов и, следовательно, в конечном итоге, варианты отличаются уровнями извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК).

Расчетный срок по четырем вариантам разработки составляет 84 года с 2008 по 2091 гг.

Предлагается пробурить следующее количество новых скважин:

1 вариант - 1;

2 вариант - 1;

3 вариант - 8;

4 вариант - 13.

За начало расчета принят 2008 год.

Добытый газ предполагается подготавливать на УКПГ. Продуктами подготовки газа являются:

сухой газ;

конденсат.

Сухой газ, за вычетом расходов на собственные нужды, подается по трубопроводу для нужд населения.

Конденсат продается на местный рынок.

Разница между соответствующими вариантами обусловлена разницей в стоимости капитальных вложений (либо бурение новой скважины) и затрат обусловленных объемом капитальных вложений (амортизационных отчислений, затрат на капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание скважин и т.д.).

В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как расходов, связанных с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты) и валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

В результате экономических расчетов определен прибыльный период - тот период, когда предприятие, при принятых условиях и допущениях, будет работать безубыточно, т.е. когда необходимые расходы будут покрываться получаемыми доходами.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составляет:

1 вариант - 52 года;

2 вариант - 55 лет;

3 вариант - 44 года;

4 вариант - 38 год.

Полученные значения расчетных коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК) из недр по I объекту разработки месторождения Амангельды в целом для основных вариантов разработки и их сопоставление с утверждёнными в ГКЗ РК по состоянию на 01.01.2006 г., приведены в таблице 2.3.

Как видно из таблицы по I объекту разработки месторождения Амангельды величина газоотдачи по 1 варианту за прибыльный период составляет 0,646 д.ед., по 2 варианту - 0,712 д.ед., по 3 варианту - 0,710 д.ед., по 4 варианту - 0,698 д.ед.

Таблица 2.3. - I объект разработки (нижневизейский горизонт). Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата (по категории запасов С1)

КИГ, КИК, д.ед.

КИГ, КИК утвержденный, д.ед.

Расчётный КИН по вариантам, д.ед.

1

2

3

4

I объект разработки (нижневизейский горизонт)

КИГ

0,671

0,646

0,712

0,710

0,698

КИК

0,427

0,398

0,408

0,432

0,442

КИГ в базовом 1 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 1 и при общем количестве добывающих скважин - 26 единиц, составляет 0,646 д.ед. Бурение дополнительного количества добывающих скважин - 1, при общем их количестве - 26 единиц во 2 варианте дает коэффициент газоотдачи - 0,712 д.ед. КИГ в 3 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 8 и при общем количестве добывающих скважин - 33 единиц, составляет 0,710 д.ед., в 4 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 13 и при общем количестве добывающих скважин - 38 единиц - 0,698 д.ед.

Следует сказать, что прогнозный КИГ достигается в 1 варианте в течение 52 лет, во 2 варианте - в течение 55 лет, в 3 варианте - в течение 44 лет, в 4 варианте - в течение 38 лет.

Величина конденсатоотдачи (КИК) за прибыльный период по I объекту разработки месторождения Амангельды по 1 базовому варианту составляет 0,398 д.ед. (см. таблицу 2.3), по 2 варианту - 0,408 д.ед., по 3 варианту - 0,432 д.ед., по 4 варианту - 0,442 д.ед.

Наибольший КИГ и КИК за более быстрый срок достигается в 3 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 8 и при общем количестве добывающих скважин - 33 единицы и устьевым давлением в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа; наименьший - в 1 варианте при количестве добывающих скважин - 26, в т.ч. бурении 1 добывающей скважины и устьевым давлением - 5 МПа.

При анализе технико-экономических, интегральных показателей, видно что, с экономической точки зрения все варианты рентабельны и интегральные показатели близки по своим значениям.

По первому и второму вариантам, которые должны эксплуатироваться с наименьшим количеством скважин, необходимы минимальные объемы инвестиций. Значения всех интегральных показателей по второму и третьему вариантам отличаются незначительно, но второй вариант является, с экономической точки зрения, является наилучшим.

Дополнительно был проведен анализ экономической эффективности по второму и третьему вариантам, при повышении стоимости газа от 10 до 60 %, так как при обосновании второго варианта в Технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения газа в ГКЗ РК, был принят третий вариант, с учетом увеличения стоимости газа. Результаты анализа показали, что при увеличении базовой цены газа на 10 % с 48 $/тыс.м3 до 52.8, значение чистой приведенной стоимости превышает на 1 758 тыс.$.

Результаты проведенного анализа представлены в приложении 2.5.

В связи с вышеизложенным, к внедрению рекомендуется третий вариант

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

На дату анализа (по состоянию на 01.01.2010 г.) продолжается промышленная разработка газоконденсатной залежи нижневизейского продуктивного горизонта месторождения Амангельды, начавшаяся в декабре 2007 года. Основные технологические показатели промышленной разработки нижневизейского горизонта за анализируемый период (2010 г.) и по состоянию на 01.01.2010 г. представлены в таблице 2.5. Текущее состояние промышленной разработки нижневизейской залежи отражено на картах текущих и накопленных отборов газа и конденсата (графические приложения 2.6 и 2.7). По состоянию на 01.01.2010 г. действующий фонд добывающих скважин нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составил 24 единицы (см. таблицу 2.5). Коэффициент использования фонда скважин за 2010 г. менялся в пределах 0,96-1 д.ед., составив за анализируемый период в среднем 0,96 д.ед. Коэффициент эксплуатации скважин изменялся от 0,93 до 1 д.ед. За текущий год его среднее значение составило 0,97 д.ед.

Таблица 2.5. - Показатели промышленной разработки по состоянию 01.01.2010 г.

№№ п/п

Показатели

Единицы измерения

2010 г.

1

Добыча газа

млн.м3

354,2

2

Накопленная добыча газа

млн.м3

1800,1

3

Добыча конденсата

тыс.т

26,0

4

Накопленная добыча конденсата

тыс.т

154,2

5

Ввод добывающих скважин

ед.

0

6

Эксплуатационный фонд добывающих скважин

ед.

25

7

Действующий фонд

ед.

24

8

Коэффициент эксплуатации скважин

д.ед.

0,96

9

Коэффициент использования скважин

д.ед.

0,97

10

Среднесуточный дебит скважин по газу

тыс.м3/сут

41,38

Для составления отчета (01.01.2010 г.) одна проектная добывающая скважина 123 находилась в бурении.

По фактическим данным эксплуатации (суточные рапорта) за 2010 год добыча газа по нижневизейскому горизонту месторождения составила 354,2 млн.м3, конденсата - 26,0 тыс.т (см. таблицу 2.5). Среднесуточный дебит газа 1 добывающей скважины за анализируемый период составил - 41,38 тыс.м3/сут, конденсата - 3,04 т/сут (см. таблицу 2.5). На 01.01.2010 г. накопленная добыча газа и конденсата в целом по газоконденсатной залежи нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составила 1800,1 млн.м3 и 154,2 тыс.т, соответственно (см. таблицу 2.5).

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей

По состоянию на 01.01.2010 г. на нижневизейский горизонт месторождения Амангельды всего пробурено 39 скважин, из которых 17 пробурены в период разведки, в т.ч. 11 поисковых (1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 13, 14) и 6 разведочных скважин (6, 11, 15, 16, 17, 18) и 22 - в период ОПЭ, в т.ч. 6 разведочных (102, 103, 106, 109, 113, 115) и 16 эксплуатационных (101, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 114, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122).

Таким образом, по состоянию на 01.01.2010 г. общий фонд нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составил 39 скважин, из которых 25 скважин - добывающих, в т.ч. 24 скважины - действующие и 1 - в простое; 1 - наблюдательная; 13 - ликвидированных (таблица 3.1).

Таблица 3.1 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

Категория скважин

№№ скважин

Количество скважин

1 Добывающие

2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122

25

1.1 Действующие

2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122

24

из них: скважины-дублеры

107, 109, 111, 112, 113, 115, 116

7*

1.2 В простое

102

1

2 Наблюдательные

5-Г

1

3 Ликвидированные

1, 3, 4, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 17, 18

13

Всего

39

Примечание:* - скважины-дублеры пробурены согласно Проекту ОПЭ

В анализируемом периоде начато бурение проектной добывающей скважины 123, которая на дату составления отчета (01.01.2010 г.) пробурена до глубины 620 м.

По фактическим данным разработки (суточные рапорта за 2009 г.) по состоянию на 01.01.2010 г. добывающие скважины нижневизейского горизонта месторождения Амангельды эксплуатировались со средними текущими дебитами: газа от 8,8 тыс.м3/сут (скважина 117) до 138,1 тыс.м3/сут (скважина 108) и конденсата от 0,4 т/сут (скважина 119) до 9,6 т/сут (скважина 108) (таблица 3.2). В целом по месторождению текущие среднесуточные дебиты по газу по состоянию на 01.01.2010 г. составили 47,2 тыс.м3/сут и 3,3 т/сут по конденсату (см. таблицу 3.2).

Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г. по скважинам нижневизейского горизонта составила 1800,1 млн.м3 и 154,2 тыс.т, соответственно (таблица 3.3).

По состоянию на 01.01.2010 г. добывающая скважина 109 характеризуется наибольшей накопленной добычей газа (252,1 млн.м3) и конденсата (26,9 тыс.т), наименьшей - скважина 119 с накопленной добычей газа - 5,4 млн.м3 и конденсата - 0,4 тыс.т (см. таблицу 3.3).

Таблица 3. 2 - Характеристика текущих дебитов скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

№№ п/п

Скважина

Текущий дебит газа, тыс.м3/сут

Текущий дебит конденсата, т/сут

1

2-Г

20,0

1,5

2

6-Г

25,2

1,8

3

16-Г

13,5

1,0

4

101

35,5

2,4

5

102

-

-

6

103

89,4

6,2

7

104

36,6

2,5

8

105

30,9

2,1

9

106

12,5

0,9

10

107

94,0

6,6

11

108

138,1

9,6

12

109

43,6

3,0

13

110

37,5

2,6

14

111

40,8

2,9

15

112

102,1

7,3

16

113

79,4

5.4

17

114

87,9

6,3

18

115

45,2

3,0

19

116

66,1

4,3

20

117

8,8

0,7

21

118

16,8

1,2

22

119

5,2

0,4

23

120

18,0

1,2

24

121

34,7

2,4

25

122

50,1

3,5

Среднее значение

47,2

3,3

Проектом промышленной разработки режим работы газодобывающих скважин нижневизейского горизонта месторождения в 2010 г. принят по постоянному устьевому давлению на уровне не менее 5 МПа, которое на дату анализа составляет в среднем по месторождению 7,1-7,3 МПа.

Таблица 3.3 - Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г.

№№ п/п

Скважина

Накопленная добыча газа, млн.м3

Накопленная добыча конденсата, тыс.т

1

2-Г

70,4

4,3

2

6-Г

56,6

4,5

3

16-Г

12,7

0,9

4

101

75,9

6,1

5

102

46,7

4,0

6

103

63,8

5,6

7

104

181,2

16,9

8

105

55,5

4,2

9

106

29,0

2,6

10

107

98,8

8,9

11

108

145,4

12,9

12

109

252,1

26,9

13

110

65,2

5,6

14

111

25,0

2,2

15

112

86,0

6,7

16

113

104,7

7,1

17

114

64,7

5,2

18

115

48,1

4,4

19

116

106,9

7,9

20

117

25,9

2,3

21

118

18,5

1,5

22

119

5,4

0,4

23

120

20,3

1,7

24

121

67,4

5,5

25

122

73,9

5,9

Итого

1800,1

154,2

2.1.3 Анализ выработки запасов газа

Последний «Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г.» утвержден ГКЗ РК 15.11.2007 г. (протокол № 632-07-У).

Запасы газа и конденсата оценены по категориям С1 и С2. Начальные геологические запасы газа и конденсата нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составили: по категории С1 газа - 18952 тыс.м3, конденсата - 1630 тыс.т; по категории С2: газа - 6067 тыс.м3, конденсата - 522 тыс.т. По категории С2 оценены запасы в северо-восточной и юго-западной частях залежи, в пределах которых в скважинах получены непромышленные притоки газа.

Сведения об утвержденных начальных геологических и извлекаемых запасах газа и конденсата нижневизейского горизонта месторождения Амангельды приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 Подсчет запасов газа и конденсата

Горизонт

Категория запасов

Зона

Площадь газоносности, тыс.м2

Средневзвешенная газонасыщенная толщина, м

Газонасыщенный объем, тыс.м3

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент газонасыщенности, доли ед.

Начальное пластовое давление, МПа

Поправка на сжимаемость газов при начальном давлении

Температурная поправка

Коэффициент перевода техн. ед. в физич.

Геологические запасы газа, млн. м3

Потенциальное содержание конденсата, г/м3

Геологические запасы конденсата, тыс. т

Коэффициент извлечения газа, доли ед.

Извлекаемые запасы газа, млн.м3

Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.

Извлекаемые запасы конденсата, тыс.т

A

С1

ЧГЗ

35162

4,4

153906

0,173

0,760

23,7

1,18

0,860

0,970

4721

86,0

406

0,671

3168

0,350

142

С1

ГВЗ

1325

2,3

3042

0,173

0,760

23,7

1,18

0,860

0,970

93

86,0

8

0,671

63

0,350

3

С2

ЧГЗ

16638

3,4

55916

0,173

0,760

23,7

1,18

0,860

0,970

1715

86,0

148

0,671

1151

0,350

52

С2

ГВЗ

2040

1,5

2967

0,173

0,760

23,7

1,18

0,860

0,970

91

86,0

8

0,671

61

0,350

3

С1+С2

55165

3,9

215831

6620

569

4442

199

Б

С1

ЧГЗ

25858

2,2

55673

0,182

0,779

23,7

1,18

0,860

0,970

1841

86,0

158

0,671

1236

0,350

55

С1

ГВЗ

478

0,7

347

0,182

0,779

23,7

1,18

0,860

0,970

11

86,0

1

0,671

8

0,350

0

С2

ЧГЗ

8951

4,1

36349

0,182

0,779

23,7

1,18

0,860

0,970

1202

86,0

103

0,671

807

0,350

36

С2

ГВЗ

1020,1

1,0

1042

0,182

0,779

23,7

1,18

0,860

0,970

34

86,0

3

0,671

23

0,350

1

С1+С2

36308

2,6

93411

3090

266

2073

93

В

С1

ЧГЗ

34659

12,3

426306

0,156

0,770

23,7

1,18

0,860

0,970

11946

86,0

1027

0,671

8016

0,350

360

С1

ГВЗ

1723

7,0

12079

0,156

0,770

23,7

1,18

0,860

0,970

338

86,0

29

0,671

227

0,350

10

С2

ЧГЗ

13570

6,7

90937

0,156

0,770

23,7

1,18

0,860

0,970

2548

86,0

219

0,671

1710

0,350

77

С2

ГВЗ

3372

5,0

16987

0,156

0,770

23,7

1,18

0,860

0,970

476

86,0

41

0,671

319

0,350

14

С1+С2

53324

10,2

546308

15309

1317

10273

461

Всего

С1

99207

18952

1630

12717

570

С2

45591

6067

522

4071

183

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

За период разработки на нижневизейском горизонте месторождения Амангельды проводились мероприятия по повышению газоотдачи, такие как:

- бурение радиальных стволов;

- бурение боковых стволов;

- эксплуатация открытым стволом и с щелевым фильтром;

- гидроразрыв пласта (ГРП).

В Авторском надзоре за 2004 год для повышения продуктивности скважин месторождения Амангельды основным из методов предлагалось бурение боковых стволов и испытание новой технологии - радиального бурения. Указанные рекомендации предлагалось осуществить, в первую очередь, в низкодебитных скважинах 105, 106, 111. По результатам проведенных работ планировалось принимать решения в отношении остальных скважин.

В 2005 году в скважине 106 пробурен боковой ствол, позволивший увеличить средний дебит газа скважины с 8.7 тыс.м3/сут (май 2005 г.) до 25,7 тыс.м3/сут (октябрь 2005 г.). Средний дебит газа скважины 106 на 01.07.2007 г. составил 17,5 тыс.м3/сут, что свидетельствует о положительных результатах выполненных работ по бурению бокового ствола в данной скважине и необходимости реализации этого мероприятия в других скважинах.

На основании рекомендаций Авторских надзоров за реализацией Проекта ОПЭ и, исходя из опыта бурения бокового ствола в скважине 106, с целью изучения возможности увеличения дебита скважин, в 2007 году рекомендуется выполнить бурение бокового ствола в скважине 115 с азимутом 360 градусов и отклонением до 500 м. Рекомендуемое направление и отклонение бокового ствола позволит вскрыть продуктивный горизонт в зоне аномалии с улучшенными коллекторскими свойствами, выделенной по сейсмике 2Д.

В период 2006-2007 гг. согласно рекомендациям в трех скважинах 105, 110 и 111 пробурены по 4 радиальных ствола. В результате выполненных работ по радиальному бурению в скважинах 105 и 111 отмечается незначительное увеличение дебита газа в среднем на 2,0 тыс.м3/сут. В скважине 110 дебит газа снизился на 0,88 тыс.м3/сут.

Продолжается проведение испытаний продуктивных пластов в скважинах с открытым стволом и со спуском щелевого фильтра. Эксплуатация скважин таким способом показала свою эффективность. В настоящее время 4 скважины (102, 104, 117, 121) эксплуатируются открытым стволом и 7 скважин (106, 108, 114, 118, 119, 120, 122) - со спуском щелевого фильтра.

В новых скважинах рекомендуется предусмотреть эксплуатацию с открытым стволом и со спуском щелевого фильтра.

В целях интенсификации добычи газа в сентябре 2007 г. на скважине 110 был проведён гидроразрыв пласта (ГРП) в интервале 2238-2290 м. До проведения ГРП скважина работала с дебитом газа 9,7 тыс.м3/сут и конденсата 0,5 т/сут, после ГРП средний дебит газа по состоянию на 23.10.2007 г. составил 53,2 тыс.м3/сут, конденсата 4,9 т/сут. Работы по проведению ГРП рекомендуется продолжить.

Режимы разработки месторождения

Работа газоконденсатных скважин регламентируется технологическими режимами эксплуатации, которые осуществляются путём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин. Различают следующие технологические режимы эксплуатации скважин: максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа; изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами с условием минимальных потерь давления или максимизации суммарного или допрорывного коэффициента конденсатоотдачи пласта; градиент давления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режима пласта или наличии подошвенной воды. На выбор технологического режима эксплуатации скважин при прочих равных условиях влияют тип залежи, начальные термобарические условия, прочность горных пород, состав пластового газа, технологические особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразование в стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины).

Различают пассивные и активные способы разработки газовых месторождений. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технологических режимов работы только эксплуатационных скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Активные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Выделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетательных и эксплуатационных скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду.

В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов С5+высшие (см. Сайклинг-процесс), а в качестве неуглеводородных газов -- двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше (используют газ с соседних месторождений), равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.

Для поддержание пластового давления на месторождении Амангельды может быть осуществлено двумя способами:

1. Нагнетанием в пласт инертного газа азота, выделяемого при разработке пермской залежи;

2. Использованием «сайклинг-процесса» с нагнетанием в пласт очищенного и осушенного природного газа.

По первому варианту рассмотрено использование азота после разделения смеси углеводородных и инертных газов пермской залежи месторождения Амангельды.

По своему составу залежь содержит до 82 % азота.

Технико-экономические расчеты, выполненные в «Предварительном технико-экономическом обосновании комплексной доразведки и разработки Контрактной территории» показали экономическую эффективность разработки месторождений и отдельных залежей, содержащих углеводородное сырьё и инертные газы (азот, гелий).

Основные показатели разработки залежи

Восстанавливаются скважины 18, 6с;

Расчетный дебит - 700000 м3/сут,

в том числе по углеводородному сырью - 127610 м3/сут.

Химический состав газа:

-содержание конденсата - отсутствует;

-содержание СН4 - 15.2 %;

-содержание С2Н6 и С5Н12 - 2.33 %;

-содержание Нe - 0.165 %;

-содержание N2 - 81.77 %;

-содержание О2 - 0.5 %.

Технология подготовки газов

Для Пермского горизонта месторождения Амангельды применена герметизированная система внутрипромыслового сбора газа. Добываемое сырье от скважин 18 и 6с по газопроводам подается на газосборный пункт (ГСП). Для обеспечения индивидуального замера дебита каждой скважины, а также возможности проведения газодинамических исследований, на ГСП предусматривается установка тестового сепаратора.

Далее смесь газов подается на установку сжижения природного газа УСПГ-5.5. Схема установки приведена ниже.

На установке производится разделение углеводородного сырья и инертных газов. Хладагентом в криогенном цикле является азот. За счет использования давления азота 60 МПа вырабатывается электроэнергия на детандерах, и за счет холодильного цикла происходит охлаждение основного потока газов.

Сжиженный природный газ после регазификации подается в ЦУПГ. Азот после компремирования подается в манифольд для закачки в пласт.

Основные технические показатели процесса разделения смеси углеводородных и инертных газов:

-объем смеси газов поступающих на разделение - 700000 м3/сут.

-объем азота - 572390 м3/сут.

-объём азота, закачиваемого в пласт - 300000 м3/сут.

-объём азота, сбрасываемого в атмосферу - 272390 м3/сут.

-объем сжиженного природного газа - 80.39 т/сут.

-выработка электроэнергии - 1.0 МВт/час.

По первому варианту нагнетание инертного азота в конечном счете приведет к его диффузионному смешению с углеводородным газом, что потребует строительства установки разделения газов перед подачей природного газа в магистральный газопровод, что в дальнейшем сделает процесс нерентабельным.

Технология “сайклинг-процесса” применяется с целью поддержания пластового давления и достижения максимального коэффициента извлечения конденсата. Сущность данной технологии заключается в том, что для поддержания пластового давления в пласт закачивается сухой газ, добытый из этого же пласта, но прошедший через установку подготовки газа, с извлечением из него жидких углеводородов за счет использования естественной энергии пласта. Нагнетание сухого газа в пласт снижает обратную (ретроградную) конденсацию жидких углеводородов в пласте. При этом из пласта отбирается максимальное количество конденсата, газ консервируется до завершения “сайклинг-процесса”.(28)

Как правило, “сайклинг-процесс” применяется при высоком потенциальном содержании конденсата в сыром газе (не менее 70 г/м3).

Система закачки газа в пласт

В соответствии с вариантами разработки обратная закачка подготовленного газа в пласт предусматривается:

Техническая характеристика:

Производительность по сжиженному природному газу (СПГ),

не менее - - 5500 кг/час;

Давление СПГ - 0.4 МПа;

Температура СПГ на выходе из блока, не выше - 128 К;

Содержание азота в СПГ, не более - 2 % мольн;

Отбросной газ - 20000 нм3/час;

Давление, не менее - 0.5 МПа;

Температура - 308-313 К.

- по 2 варианту в объеме до 110 млн.нм3 в год.

В целях осуществления “сайклинг-процесса” предлагается строительство ДКС в районе УКПГ.

Состав газа месторождения Амангельды, подаваемого с УКПГ на вход ДКС, приведен в таблице 3.4.3.1.

Обратную закачку газа в пласт предлагается осуществлять через блок входного распределительного манифольда, подключенного к нагнетательным скважинам.

Для обеспечения режима закачки газа в пласт по данному варианту необходимое давление на выходе ДКС 25.0 МПа.

Рисунок 2.1. Блок ожижения ОП-5.5 установки УСПГ-5.5

Таблица 2.4 - Состав газа месторождения Амангельды, подаваемого на вход ДКС для закачки в пласт

Объемная доля компонентов, %:

Значение

CH4

78,96

C2H6

10,02

C3H8

3,4

C4H10

0,927

C5H12

0,1686

H2S

Отс.

N2

6,2863

O2

0,0176

СО2

0,1915

Для компримирования газа в объеме 300000 нм3/сутки от давлений 4,0-4,5 МПа до 25,0 МПа требуется мощность компрессора 1030 кВ.

Давление и температура газа в начале газопровода-коллектора составляют 25,0 МПа и 46°С, соответственно.

В связи с тем, что содержание конденсата в добываемом газе месторождения Амангельды находится на уровне 80 г/м3, применение технологии “сайклинг-процесса” позволит поднять его содержание до 150 г/м3.

2.1.5 Гидродинамические исследования скважин и пластов

Для получения данных о геолого-физических параметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового оборудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в процессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях.

Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых гидродинамических и термодинамических исследований.

Первоначальные исследования проводятся в разведочных скважинах для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины.

Текущие исследования проводятся во всех добывающих скважинах, с установленной периодичностью. При этом получают данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар (линий равного давления), контроля и регулирования системы разработки залежи.

Специальные исследования проводятся в добывающих и наблюдательных скважинах для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

При исследовании скважины дебиты жидкости (нефти, воды) замеряют с помощью расходомеров и дебитомеров различной конструкции. Дебиты газа определяют газовыми счетчиками--расходомерами. Пластовые и забойные давления замеряют глубинными манометрами. Скважинные приборы спускают на забой скважины на канатной проволоке через лубрикатор, устанавливаемый на фонтанной арматуре. Для спуска в скважину манометров и других приборов применяют механизированные лебедки, смонтированные на автомашинах высокой проходимости гусеничных тракторах или плавающих гусеничных транспортерах. С помощью таких механизированных лебедок можно спускать приборы на глубину до 6000 м.

Исследования скважин на установившихся режимах

Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3--4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены