Введение нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
3.3 Технологический режим работы нагнетательных скважин Технологический режим работы нагнетательной скважины обуславливается давлением нагнетания (устьевое давление работающей скважины), репрессией на пласт, зависящей от текущего пластового давления, коллекторскими свойствами пласта, и оценивается приемистостью скважины. Давление нагнетания определяется исходя из величины проектируемого давления на выкиде компрессорной станции, которое составляет 55,0 МПа. Потери давления на трение в коллекторных и выкидных линиях составляют не более 5,0 МПа при приемистости скважин 1,1 млн.м 3 /сут. При указанных условиях максимальное давление нагнетания составляет 50-55 МПа в зависимости от удаленности скважины от КСНГ. Фактически давление на устье нагнетательной скважины зависит, при прочих равных условиях (давление нагнетания, удаленность от КСНГ), от приемистости самой скважины. Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается 65,0 МПа. Забойное давление скважины рассчитано по заданному давлению на устье и приемистости скважины, которое складывается из устьевого давления и давления столба газа за вычетом потерь давления на трение. Репрессия на пласт определяется текущим пластовым давлением. В зависимости от темпов отбора газа с каждой скважины (истощенности зоны) 59 текущее пластовое давление на различных участках месторождения значительно отличается друг от друга. Технологический режим работы нагнетательной скважины обеспечивает заданную величину приемистости. Для определения заданной величины приемистости использована удельная приемистость (приемистость скважины на единицу репрессии). Таким образом, режим работы нагнетательных скважин определяется, в основном, динамикой пласта в текущий момент времени, и может изменяться в широком диапазоне. Так, например, начальные репрессии будут значительно различаться, то при прочих равных условиях (проницаемости, мощности рабочего интервала) в значительной степени скажется на ее приемистости. В последующем, по отдельным скважинам, при преобладании закачки над отбором будет происходить рост пластовых давлений и соответственно снижение репрессии и приемистости. В других случаях будет происходить увеличение приемистости. 3.4 Технологический расчет вытеснения сырого газа сухим. В центре газоконденсатной залежи расположена батарея нагнетательных скважин, на периферии – батарея эксплуатационных скважин. Режим пласта – газовый, течение газа изотермическое. Движение газа описывается линейным законом. Считаем плотности закачиваемого и сырого газа практически одинаковыми, контакт сухого и сырого газа – вертикальной плоскостью. Диффузией газа в зоне контакта пренебрегаем, считаем, что от границы раздела до эксплуатационных скважин движется сырой газ, от нагнетательных скважин до границы раздела сухой газ. Для простоты приближенного расчета батареи нагнетательных и эксплуатационных скважин заменим дренажными галереями. Суммарный расход газа закачиваемого через n нагнетательных скважин сухого газа Q c =Q c (t) и суммарный дебит эксплуатационных скважин N=N(t) заданы во времени. 60 Исходные данные: R к = 3000м, R c = R э = 0,084м, р н = 57 МПа, h = 148,4м, m = 0,104, µ с = µ ж = 0,084 мПа*с, k = 3,22*10 -3 мкм 2 , R б = 250м, давления начала конденсации р нк = 48,5 МПа, Ω н = 436,15*10 6 м 3 , Ω 0 = 3,029*10 6 м 3 , Q c = N = 18,1*10 6 м 3 /сут. Определяется изменение во времени положения границы раздела R=R(t), давления на границе раздела p I =p I (t), давлений на забоях нагнетательных и эксплуатационных скважин: p c =p c (t), p з =р з (t). Обозначим: R c – радиус нагнетательной скважины; R э – радиус эксплуатационной скважины; k – коэффициент проницаемости; m – коэффициент пористости; μ с , μ ж – динамические коэффициенты вязкости сухого и жирного газа соответственно; h – мощность пласта; R к – радиус окружности галереи, на которой расположены эксплуатационные скважины; R б – радиус батареи нагнетательных скважин. Используем метод последовательной смены стационарных состояний. Расход газа при закачке можно выразить следующей формулой: ) ( 1 1 a p p dt d Qc , (3.4.1) где Ω 1 – объем порового пространства залежи, занятый сухим газом, hm R 2 1 , (3.4.2) р 1 – средневзвешенное по объему давление в области, занятой сухим газом; р а – атмосферное давление. Интегрируя уравнение (3.4.1) в пределах от 0 до t и от р н до р 1 , получим , 0 1 1 а н з р p p Q (3.4.3) t c з dt Q Q 0 - приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре объем закаченного газа в пласт; 61 Ω 0 , р н – начальный объем порового пространства и давление в области, занятой сухим газом при t = 0. При отборе газа аналогично имеем , 2 1 p p dt d N a н ….. (3.4.4) Ω н – объем порового пространства газовой залежи, принимаемый постоянным, 2 hm R dt d к н Интегрируя уравнение (3.4.4) в пределах от 0 до t и от р н до р 2 , получим , 1 2 0 а н н н OT р р p Q (3.4.5) t OT Ndt Q 0 – объем отобранного газа из залежи, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре; р 2 – средневзвешенное по объему давление в области, занятой сырым газом. В случае радиального движения газа средневзвешенное по объему давление с большой степенью точности можно принять равным контурному, т.е. р 1 ≈ р 2 ≈ р I Тогда вычитая из выражения (3.4.3) выражение (3.4.5), после простых преобразований получим í a OT ç í I p Q Q p p , (3.4.6) Подставляя выражение (2.6) в (2.3) с учетом уравнения (2.2), получим 0 a OT ç í í í í à ç p Q Q ð hm ð ð Q R , (3.4.7) 62 Зная p I =p I (t), R=R(t), легко получить все остальные требуемые зависимости. В том случае, если объемы отбираемого сырого газа и возвращаемого сухого газа и возвращаемого в пласт одинаковы, процесс циркуляции можно рассматривать как движение несжимаемой жидкости в пласте. При этом легко допустить, что вязкости и плоскости сырого и сухого газа практически одинаковы. Общий перепад давлений между нагнетательными и эксплуатационными скважинами мал при высоком пластовом давлении. Практика показывает, что во многих случаях объемы закачиваемого и возвращаемого в пласт газа примерно одинаковы. Закачка сухого газа в этом случае приводит к перемещению контура питания (границы раздела сухого и сырого газа) по определенному закону к эксплуатационным скважинам или, что то же, к перемещению контура стока по тому же закону от нагнетательных скважин. Одинаковое количество отбираемого и возвращаемого в пласт газа приводит к тому, что давление на перемещающейся границе раздела p I остается все время постоянным и равным начальному пластовому давлению. При разработке газоконденсатных месторождений, особенно на ранней стадии, когда имеются потребители сухого газа, и в ряде других случаев отмечается, что в пласт возвращается не все количество отбираемого газа. В этом случае, процессы, происходящие в пласте, будут несколько сложнее, и трудно будет подсчитать необходимое количество нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также число компрессоров. Время вытеснения сырого газа сухим найдем, приняв в формуле (3.4.7) R= R к , Q з =Q OT , Q з =Q c t: 4 , 37 7 , 13639 10 * 1 , 0 * 10 * 1 , 18 10 * 57 * 10 * 029 , 3 10 * 15 , 436 6 6 6 6 6 0 лет сут р Q р р t а с н н н Положив Q OT = Q з в формуле (3.4.6), получим const p p н I 63 Расчет изменения во времени положения границы раздела R=R(t) выполнен с помощью ЭВМ и представлен виде таблицы. Таблица 3.3 – Изменение положения границы раздела со временем t, сут 150 365 515 730 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 R, м 313,5 489 580,9 691,6 1144,7 1618,9 1982,8 2289,5 2559,7 2804,1 3028,7 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 150 365 515 730 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 t, сут R , м Рисунок 3.1 - Изменение положения границы раздела со временем 3.5 Выводы Согласно ОСРП между Республикой Казахстан и партнерами по консорциуму приоритет при разработке нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак отдается добыче жидких углеводородов (конденсат+нефть). В результате многолетних исследовании на месторождении Карачаганак было установлено, что для получения максимального удельного выхода конденсата необходимо поддержания пластового давления. При выборе возможных сценариев разработки месторождения были рассмотрены различные варианты сайклинг-процесса, от частичной до полной компенсации пластового давления и интенсификации добычи углеводородов, в частности III объекта разработки – нефтяной оторочки. Анализ технико-экономических показателей позволил рекомендовать к внедрению вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект разработки, 64 который представляется наиболее оптимальным с экономической точки зрения. Вариант с закачкой 40% добываемого газа обеспечивает высокую углеводородоотдачу и максимальную прибыль в расчетных ценах по сравнению со всеми остальными вариантами. 65 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4.1 Краткое описание мероприятий и цели их внедрения В мировой минерально-сырьевой базе ведущее значение имеют топливно-энергетические ресурсы. Развитие общества неизменно сопровождается поиском новых материалов и технологий, приумножением количества выпускаемых промышленностью предметов потребления, расширением их ассортимента и улучшением качества. Эта тенденция поддерживается благодаря наращиванию объемов добычи и переработки минерального сырья, иначе говоря, развитие мировой экономики связано с неуклонным ростом использования минеральных ресурсов. Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США – 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. Ученые считают, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Решение практических задач по увеличению добычи углеводородов и более полного нефтеизвлечения в различных геолого-физических условиях требует знания современных методов и технологий воздействия на залежь, а 66 также современных теоретических представлений процессов и гидродинамических моделей, происходящих в пласте. Внедрение новейшей технологии интенсифицирует и ускоряет производственные процессы при одновременном улучшении условий труда, обеспечивает непрерывность процессов производства, снижает себестоимость выпускаемой продукции. При создании материально-технической базы отрасли необходима более совершенная структура и формы организации производства, более высокая степень концентрации, специализации и комбинирования. В настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности разрабатывается прогрессивная технология разработки месторождений, позволяющая повысить конечную углеводородоотдачу, интенсифицировать процесс добычи нефти и газа, процесс строительства скважин. Производятся значительные работы по концентрации и специализации основного и вспомогательного производства. На Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти, а также осуществляется процесс нагнетания газа в пласт для поддержания пластового давления. Сущность этого процесса заключается в поддержании пластового давления выше давления начала конденсации, так как сложная многокомпонентная газоконденсатная смесь при высоких пластовых давлениях находится в газообразном состоянии, а во время разработки пластовое давление падает и конденсат выпадает в поровом пространстве и к забоям добывающих скважин движется газ с уменьшенным содержанием конденсата, что также ведет к значительным экономическим потерям. Для предотвращения потери конденсата в пласте рекомендуется поддержание пластового давления. 67 4.2 Определение прироста добычи конденсата после проведения мероприятий по поддержанию пластового давления Для определения эффективности от закачки газа в пласт определяем прирост добычи конденсата после проведения работ по поддержанию пластового давления за определенный промежуток времени. Рассмотрим промежуток времени в один год Т э = 1 год. За один год в среднем дебит скважины составлял q 1 =283 т/сут, а после закачки газа в пласт - q 2 =377 т/сут. Коэффициент эксплуатации фонтанных скважин равно К э = 0,98. Объем добытого конденсата до проведения мероприятий по закачке газа в пласт за один год будет равно: Q 1 =q 1 *T э *К э = 283*365*0,98=101 229,1 т/год; Объем добытого конденсат после работ за один год будет равно: Q 2 =q 2 *T э *К э =377*365*0,9 = 134 852,9 тыс. м3/год. Прирост добычи конденсата за один год составит: ΔQ = Q 2 – Q 1 ; ΔQ = 134 852,9-101 229,1 = 33 623,8 т/год. 4.3 Определение эксплуатационных расходов до проведения мероприятия При внедрении новых технологии или техники на действующих предприятиях не обязательно вести учет всех капитальных вложений, можно только рассчитать расходы на покупку соответствующей техники, монтаж оборудования и ее совершенствование. При расчете экономической эффективности в качестве исходных данных используются данные о текущих и основных затрат. К текущим относятся расходы, связанные с производством и реализацией продукции в течении определенного периода. 68 К основным затратам отностятся материальные затраты, затраты на оплату труда, социальные нужды, амортизационные отчисления и прочие затраты. Материальные затраты – это затраты на приобретение: сырья, основных и вспомогательных материалов, используемых в производственном процессе; запасных частей, комплектующих изделий, тары; топлива, воды и энергии всех видов, используемых на производственные нужды и отопление; работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними организациями или индивидуальными предпринимателями; на содержание и эксплуатацию природоохранных сооружений. Затраты на оплату труда – относятся: суммы, начисленные по тарифным сеткам, должностным окладам, сдельным расценкам или в процентах от выручки от реализации продукции (работ, услуг); премии на производственные результаты, надбавки к тарифным ставкам и окладам за профессиональное мастерство; начисления стимулирующего или компенсирующего характера; надбавки по районным коэффициентам; суммы платежей (взносов) работодателей по договорам обязательного и добровольного страхования на длительный срок (не менее 55 лет) и личного медицинского страхования на срок не менее года. Социальные нужды определяются суммой единого социального налога по установленным законодательством нормам. Амортизационные отчисления определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нематериальных активов и утвержденных в установленном порядке норм амортизации, учитывая ускоренную амортизацию их активной части. Прочие затраты включают: налоги, сборы, отчисления; платежи по обязательному и добровольному страхованию имущества; расходы по обслуживанию объектов жилищной и коммунальной сферы; расходы по маркетингу; оплата услуг связи, банков, юридических и аудиторских фирм, сторожевой и пожарной охраны, авиационных услуг; плата за аренду 69 помещения и основных производственных фондов; уплата процентов за банковский кредит; затраты на гарантийный ремонт и обслуживание; командировочные расходы; расходы по подготовке и переподготовке кадров; ремонтный фонд. Все затраты, связанные с производством продукции группируются по видам расходов, т.е. по статьям и элементам затрат. Под экономическим элементом затрат понимается первичный однородный вид затрат на призводство продукции, который на предприятии невозможно разложить на составные части. Подразделение затрат по статьям калькуляции используется для аналитического учета производства и калькулирования себестоимости. Такое подразделение осуществляется по роли затрат в производственном процессе и предполагает их группировку на две части: основные производственные затраты и расходы на обслуживание производства и управление им. Для произведения расчетов по статьям калькуляции основые показатели приведены в таблице 4.1: |