Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 100

На первом этапе работ рассмотрены два варианта разра­ботки.

Базовый (первый) вариант соответствует расчету истории разработки с фактическими отборами газа по кустам до апреля 1989 г. Расчет на последующие II-IV кварталы 1989 г. про­водился согласно плановому вводу скважин и плановым отборам (табл. 13).

162


Рис 12. График изменения сум­марных перетоков газа Сер по годам

(?пер,млрд.м3 S3

49 45 41 37 33

29 25

Рис. 13. График распределения пластового давления Ам и высоты подъема ГВК #„ между УКПГ

ОМПаИМ

-65 -60 -55 -

-.50 .45 -

-40 -35 --30 -25 -20 -15 -10 - 5

9,5

8,5

7,5

6,5

1АС 1   2   3  Ч  5   6

^-—

\

1997 1999 Годы


1989   1997   1993   1995

18  9 7ОТ-Яхп11 12 # 15

УКПГ

Таблица   13


Сравнение вариантов разработки по основным показателям на 1 января 1990 г.


Показатель


Первый вариант (базовый)


Второй вариант (рекомендуемый)



Отбор газа за II-IV кварталы 1989 г.,

млрд.м3

Пластовое среднее взвешенное давление

по кустам, МПа

Объем вторгшейся воды, млн.м3

Средний дебит, тыс.*г/сут

Число скважин

Максимальный подъем ГВК по площади, м

Минимальное пластовое давление

по площади, МПа


101,352

101,794

10,546

10,565

104,3 879 419 4,33 10,13

104,1 882 419 4,31 10,21

163


Рекомендуемый второй вариант составлен по принципу обес­печения плановой добычи газа.

Определение добывных возможностей кустов производилось за счет перераспределения объема отборов между эксплуата­ционными кустами по площади. При этом учитывается более ра­циональное использование пластовой энергии, исключаются не­нужные перетоки пластового газа, выравнивается депрессионная воронка и соблюдаются принятые проектом технологические ог­раничения на разработку.

По результатам расчетов истории разработки определен по­казатель продуктивности Т) кустов и зон пласта как отношение объема добычи газа на величину падения пластового давления.

По значению этого показателя кусты условно можно раз­делить на группы:

1. Кусты с низкой продуктивностью (при к) < 0,5):УКПГ-1 -№ 104, 106, 107, 108, 109, 111, 112; УКПГ-2 - № 27, 207, 209; УКПГ-5 - № 504, 506, 507, 508, 509, 510; УКПГ-6 -все эксплуатирующиеся кусты.

%. Кусты со средней продуктивностью (при 0,75 > т) > 0,5): УКПГ-1 - № 101, 102, 104; УКПГ-2 - № 212, 213; УКПГ-5 -№ 503.

3. Кусты с высокой продуктивностью (при т) > 0,75): УКПГ-2 - № 205, 208, 210, 211, 214, 215, 216; УКПГ-5 -№ 502.

Показатель продуктивности кустов меняется в процессе работы. В табл. 14 приведено значение этого показателя по кустам на конец 1989 г. По описанному выше принципу к пер­вой группе кустов (с низкой продуктивностью) теперь мож­но отнести: УКПГ-1 - № 111, 113, 114 (введенные в экс­плуатацию); УКПГ-2 - № 27, 207, 212; УКПГ-3 - введен­ные в эксплуатацию кусты (кроме куста № 310); УКПГ-5 -№ 506, 512.

На УКПГ-6 кусты № 607, 608, 609 и 610 повысили про­дуктивность (17 - 0,5) (табл. 15).

Показатель продуктивности определяет степень охвата дренированием данной площади. При разновременном вводе УКПГ в эксплуатацию его значение выше у тех УКПГ, кото­рые введены в разработку раньше и дренировали объемы газа соседних участков (это район УКПГ-2, затем УКПГ-1).

При распределении добычи газа по площади предпочтение отдавалось зонам с более высокой продуктивностью при прочих равных условиях.

Скачать файл