Отличительные особенности вариантов:
Вариант LВосемь водяных нагнетательных скважин расположены вдоль линии ГНК.
Вариант 2. К тем же восьми водяным нагнетательным скважинам добавляются еще две нагнетательные скважины, расположенные в центре нефтяных оторочек.
Вариант 3, Восемь газовых нагнетательных скважин расположены вдоль линии ГНК (местоположение нагнетательных скважин то же, что и в варианте 1).
Вариант 4. Без ППД.
Количество добывающих скважин (22 скв.- все скважины, которые с 1987 по 1993 г. проработали больше 310 дней) и их местоположение для всех вариантов одинаковые.
Для корректного сравнения вариантов по коэффициентам нефтеотдачи все остальные условия были приняты по всем вариантам также одинаковыми (граничные условия, коэффициенты эксплуатации и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин и т.д.). С целью проверки возможности использования однотипных пластовых вод (выше и нижележащих горизонтов, вскрываемых выбранными нагнетательными скважинами) для ППД в нефтяных оторочках забойное давление в нагнетательных скважинах принято равным 27 МПа.
Поскольку результаты расчетов для нефтяных оторочек пластов БУ-11-1-1 и БУ-11-1-2 принципиально не отличаются друг от друга, ниже приведены основные результаты расчетов только для первого из указанных пластов.
В результате сравнения вариантов разработки нефтяной оторочки пласта БУ-11-1-1 II опытного участка важно отметить следующее:
1. Коэффициент нефтеотдачи на 30-й год (последний расчетный год) для изотропного пласта на 2 и 3 % больше, чем для анизотропного, соответственно, для вариантов 4 и 1.
Такой результат, с одной стороны, объясняется тем, что фактическое местоположение добывающих скважин установлено без учета анизотропии проницаемости (примерно по равномерной сетке 400 х 400 м, т.е. для изотропного по проницаемости пласта), с другой
33
стороны, однозначно указывает на необходимость проведения специальных лабораторных промысловых исследований с целью установления ориентированной площадной анизотропии пластов по проницаемости и учета этого при составлении проектов разработки газонефтеконденсатных месторождений.
2. Коэффициент
нефтеотдачи более чем на 2% для анизотропных
и 3% для изотропных пластов больше для варианта 1, чем 4,
начиная с 10-го года закачки.
3. Коэффициент
нефтеотдачи для варианта 1 на 1% больше,
чем для варианта 2, но на 0,9% меньше, чем для варианта 3.
Однако, даже не проводя сравнительную экономическую оценку вариантов 1 и 3, понятно, что дополнительная добыча нефти в случае с вариантом ППД закачкой газа не покроет затрат, связанных с осуществлением этого варианта. В то время как вариант 1 может быть осуществлен простым перепуском однотипных пластовых вод из пластов БУ-9, БУ-11-4 и БУ-12-0 в пласт БУ-11-1-1, являясь практически беззатратным вариантом.
© К.Г.Петренко
УТИЛИЗАЦИЯ ГАЗА ДЕЭТАНИЗАЦИИ НА УЗПГК
Петренко К.Г. (Завод по переработке газового конденсата)
На установках УДК и УСК в процессе деэтанизации газового конденсата и стабилизации газового конденсата выделяется газ, который необходимо утилизировать. Объемы этого газа достигают 4 млн.м /сут.
Утилизация газа деэтанизации заключается в компримировании газа на ДКС с закачкой его в магистральный газопровод.
ДКС включает 10 ГМК МК-8, из которых 5 ГМК являются 1-й ступенью и 5 ГМК - 2-й ступенью.
Первая ступень работает в режиме 2,35 МПа на входе и до 4,4 МПа на выходе, 2-я ступень - 4,3 МПа на входе и 7,6 МПа на выходе газа. Перед входом на ГМК расположены три параллельно-последовательно стоящих газосепаратора, служащие для очистки газа от капельной жидкости. После 1-й ступени комп-римирования газ очищается от масла в четырех параллельно стоящих
34
маслосепараторах, затем охлаждается на АВО газа 1-й ступени и подается на ГМК 2-й ступени.
После 2-й ступени компрймирования газ еще раз очищается от масла в четырех параллельно стоящих маслосепараторах и подается на АВО газа 2 -й ступени, где охлаждается, затем следует через замерный пункт и после подается в магистральный газопровод.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.