Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

9Н

611 621

629

61Я

616

603

614

617

613

624

607

626

627

615

60S

612

601

602

610

625

619

623

62Я

6Я

604

606

622

620

609

60S

О О

ООООООООО

Рис.

5.80. Схема вскрытия скважин УКПГ-6 месторождения Медвежье относительно положений ГВК на 01.01.07 г. и 01.01.2001 г. (прогноз).

Черным

залиты интервалы прострела

715

716 718 719

717

726

71 711 723 709 721 706 707

714

720 710

724

700

722 704 708 702 725 70S

703

713

701 712 812 819

О О О О ОО

ппшишшншшиш

-1000

-1020

•1040

-1060

-1080

-1100

-1120

-1140

-1160

-1180

-1200

-1220

-1240

-1260

Рис.

5.81. Схема вскрытия скважин УКПГ-7 месторождения Медвежье относительно положений ГВК на 01.01.07 г. и 01.01.2001 г. (прогноз).

Черным

залиты интервалы прострела

QOS26

819®

709

}

7im,4)

/_О -

711®

706

I §

722

0О723

I / °724

/™/

707 •

/ о2

§0720

717

/ I

6M6.4

3'/ шт

70S

Г)

-O72S •&-/

619

ооб»Ж%

oil f ^—

\ \

617

у 627 °

61!

М •

\O524

°i

ll/l

f* fi e ^6505 bos:'

Рис.

5.82. Схема размещения нагнетательных скважин

зонах УКПГ-0

УКПГ-7.

Скважины:

/ —

нагнетательные

(в

числителе

—

номер скважины,

знаменателе

—

высота

подъема ГВК);

—

разведочные;

3 —

эксплуатационные;

4 —

наблюдательные;

5 —

эксплуа-

тационные

кустовые;

6 —

контур газоносности;

—

линии равных значений подъема ГВК,

Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, кото-

рые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности пер-

воначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим

соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин пе-

ред переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем

не менее в скважинах с глубоким забоем

будет

легче

осуществить вскры-

тие 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 добываю-

щим скважинам. Были намечены в качестве нагнетательных следующие ск-

важины: 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

и средней газонасыщенной

толщине около 59 м. Для

зоны

УКПГ-7 соответствующие показатели

будут

равны 117 км

, 5143-Ю

и 44 м.

В табл. 5.34 и 5.35 приведены

прогнозные

показатели

обводнения зон

УКПГ-6 и УКПГ-7.

Таблица 5.34

Показатели

обводнения зоны УКПГ-6

(средняя начальная газонасыщенная

толщина — 50 м)

На

начало

соот-

ветст-

вующе-

го года

1995

2000

2005

2010

Общий

объем

внедрившейся

пластовой

воды

млн.

240

382

519

619

% от

перво-

началь-

ного

поро-

вого

объема

22,8

36,4

49,4

58,9

Средняя

высота

подъе-

ма

ГВК,

20,9

33,3

Обвод-

нение

кол-

лекто-

ра,

35,7

56,8

77,2

Таблица

5.35

Показатели

обводнения зоны УКПГ-7

(средняя начальная газонасыщенная

толщина - 44 м)

На

начало

соот-

ветст-

вующе-

го года

1995

2000

2005

2010

Общий

объем

внедрившейся

пластовой

воды

млн.

288

490

583

705

% от

перво-

началь-

ного

поро-

вого

объема

28,4

48,4

57,6

Полное

обвод-

нение

Сред-

няя

высота

подъе-

ма

ГВК,

19,6

33,3

39,7

Обвод-

нение

кол-

лектора,

44,4

75,6

Полное

обводне-

ние,

вода

фильтру-

ется

соседние

зоны

834

Таблица 5.36

Динамика средних пластовых давлений, остаточных запасов свободного газа

и объемов защемленного газа

по УКПГ-6 и УКПГ-7 месторождения Медвежье

На

на-

чало

соот-

ветст-

го

года

1995

2000

2005

2010

УКПГ-6

Необводненная

чисто

часть

Среднее

плас-

товое

давле-

ние,

МПа

4,07

2,74

1,69

1,04

газовая

пласта

Объемы

свобод-

ного

газа,

млрд.

н.м

29,19

12,91

4,1

0,87

Обводненная

часть

Среднее

плас-

товое

давле-

ние,

МПа

4,17

2,89

1,91

1,31

пласта

Объемы

защем-

ленного

газа,

млрд.

н.м

5,95

6,43

5,64

4,57

УКПГ-7

Необводненная

чисто

часть

Среднее

плас-

товое

давле-

ние,

МПа

4,29

3,15

2,14

газовая

пласта

Объемы

свобод-

ного

газа,

млрд.

н.м

25,82

8,15

2,23

Обводнение

пол-

ное

Обводненная

часть

пласта

Среднее

пластовое

давление,

МПа

4,49

3,29

2,33

1,71

Объемы

защем-

ленного

газа,

млрд.

7,74

9,45

7,82

6,87

При

расчете использовались данные о давлениях из "Проекта разра-

ботки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии

эксплуатации" (ТюменНИИгипрогаз, 1995 г.).

На

основе этих данных были рассчитаны остаточные запасы свобод-

ного и защемленного газа в необводненных и обводненных частях продук-

тивного пласта зон УКПГ-6 и УКПГ-7 (табл.

5.36).

Закачку азота предполагается осуществлять с

2000

г.

Установка по производству азота имеет следующие технические ха-

рактеристики:

1. Производительность — 6 млн. нормальных

/сут

(или

2,18 млрд. м

/год).

2. Давление на

выходе

из установки — 6 МПа (60 бар).

3. Потребление природного газа для газовых турбин — около

11 000 кг/ч (или 367 тыс. м

/сут).

Весьма благоприятным является то обстоятельство, что к моменту пу-

ска

установки

(2000

— 2001 гг.)

будет

иметься значительный резерв по давле-

нию

(не менее 2,5 МПа), который позволит варьировать устьевыми давле-

ниями

и, следовательно, суточными объемами закачки азота по каждой

скважине.

Предлагается начиная с

2000

г. закачивать по одному миллиарду нор-

мальных 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 ус-

ловии

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 ос-

танутся 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

635

Таблица

5.37

Динамика годовых отборов газа

Годы

2000

2001

2002

2003'

Годовые отборы газа,

млрд.

УКПГ-6

"Проект"

2,46

2,17

4,63

При

за-

качке в

пласт

азота

3,46

3,17

2,91

3,36

12,90

УКПГ-7

"Проект"

1,78

1,61

1,51

1,06

5,96

При

за-

качке в

пласт

азота

2,78

2,61

2,51

0,30

8,20

В целом по

пилотному

участку

"Проект"

4,24

3,78

1,51

1,06

10,59

При

за-

качке в

пласт

азота

6,24

5,78

5,42

3,66

21,10

* Закачка азота производится только три квартала. После этого установка по произ-

водству азота переключается на закачку в скважины соседних УКПГ-5 и

УКПГ-8.

указанных выше давлениях 15,8 млрд. м

защемленного газа, что составит

5,6 % от начальных геологических запасов.

По

"Проекту..." (см. табл. 5.24) суммарный отбор газа на год оконча-

ния

разработки

(2001г.)

по УКПГ-6 составит 129,9 млрд. м

,по УКПГ-7 (на

2008

г.) - 128 млрд. м

Промышленный

коэффициент газоотдачи в сумме по этим

двум

зонам

составит 91,8%.

случае

закачки в зоны этих УКПГ азота общий суммарный отбор

по

ним к концу

2003

г. составит

265,2

млрд. м

Коэффициент

промышленной газоотдачи

будет

равен 94,3 %.

Следует

также учесть, что в

результате

последующей сегрегации зака-

чанного в приконтактную зону азота он

будет

увлекать за собой защем-

ленный

газ, образуя у кровли

газовую

шапку. В последующем газовая шап-

ка

может быть разработана, что дополнительно увеличит коэффициент

промышленной

газоотдачи.

Закачанный

азот займет 15— 17 % от первоначального газонасыщенно-

го объема породы.

При

средних размерах по длине и ширине крупных слабопроницае-

мых прослоев около 400 м и при отсутствии заколонных нарушений гер-

метичности можно предполагать, что закачиваемый азот

будет

продвигать-

ся

на большие расстояния от нагнетательных скважин, эффективно вытес-

няя

защемленный метан. Об этом свидетельствуют имитационные расчеты

закачки

азота в нагнетательные скважины, проведенные с использованием

результатов моделирования макронеоднородности коллекторов сеноман-

ских отложений (см. раздел

5.6.4)

и модели, описанной в начале раздела

5.6.8.

Если

не

будет

прямых прорывов в газонасыщенную часть пласта, то

закачанный

в пласт УКПГ-6 азот займет вблизи поверхности первоначаль-

ного ГВК слой толщиной примерно в 10 м, а в пласте УКПГ-7 толщина

этого слоя составит примерно 6 —8 м.

Таким

образом, на момент окончания закачки азота в свободном газе

его не

будет.

После

трех

лет и девяти месяцев работы на УКПГ-6 и 7 наступит пол-

ное

обводнение пластов этих зон и установку по производству азота необ-

ходимо

будет

переключить на закачку азота в скважины соседних УКПГ-5

взв

УКПГ-8. При этом демонтаж установки не потребуется.

Азот

будет

пе-

рекачиваться по существующей системе промысловых трубопроводов.

Реальность осуществления предлагаемого пилотного проекта гаранти-

руется возможностью создания

устьевых

давлений на нагнетательных

скважинах, превышающих пластовое давление на 2,5 и 3 МПа, что позво-

лит достичь по отдельным скважинам приемистости до 500 тыс.

/сут

полностью использовать максимальную производительность установки по

производству азота.

результате

пилотного эксперимента закачки азота в пласт

будут

до-

стигнуты следующие результаты.

1. За три

года

и три квартала

будет

дополнительно добыто 10,5 млрд.

газа (3,7 % от начальных запасов газа).

2. Почти на четыре

года

будет

приостановлено падение пластового

давления в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7, где оно является в настоящее время

самым низким по всему месторождению Медвежье. За четыре

года

закачки

азота давление по УКПГ-6 и 7 сравняется со значениями пластовых давле-

ний

по зонам остальных УКПГ.

3. При отсутствии прямых прорывов по заколонному пространству

закачиваемый азот должен занять нижнюю зону обводненной части пласта

в течение всего периода закачки его не

будет

в зоне отбора газа.

4. В полностью обводненных зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно

будет

организовать наблюдение за скоростью гравитационного подъема закачан-

ного азота из нижних частей продуктивного пласта, который

будет

увле-

кать за собой метановый газ. Если время гравитационного разделения со-

ставит несколько лет, то затем можно

будет

организовать дополнительную

добычу метанового газа с азотом.

5. В период закачки азота

будет

изучено влияние макронеоднороднос-

ти пласта на пространственную картину вытеснения воды и газа азотом.

5.6.9

Экологические аспекты азотной технологии

Производство газообразного азота и жидкого кислорода — экологически

чистый процесс.

В качестве сырья используется атмосферный

воздух.

Конечные про-

дукты: азот и жидкий кислород — неизменные по химическому строению

составляющие исходного продукта.

При

производстве (для адсорбции содержащихся в атмосферном воз-

духе

небольших примесей углеводородов) используется гранулированный

силикагель, не являющийся химически вредным продуктом.

В установке применен замкнутый контур водяного охлаждения, по-

этому требуется незначительное количество технической воды только для

компенсации

ее потерь на испарение.

Дополнительное использование технической воды для охлаждения по-

требуется только в летнее время при положительной температуре окружа-

ющего

воздуха.

Воду

в этом

случае

будут

получать из специально пробу-

ренной

скважины и после прохождения через теплообменники сбрасывать

тот же водоносный пласт.

637

Предполагая, что установка

будет

расположена в промышленной зоне,

фирма-изготовитель гарантирует максимальный уровень шума до среднего

звукового давления не более 90 дБ на границе установки при нормальной

ее работе, что

будет

обеспечено соответствующими шумопоглощающими

устройствами.

5.6.10

Экономическая

эффективность закачки азота

пласт на месторождении Медвежье

Для внедрения на экспериментальном участке предлагаемого метода закач-

ки

азота в пласт с целью повышения эффективности разработки место-

рождения Медвежье потребуются капитальные вложения в объеме

115 млн. долл. США. Они предусматривают строительство завода по произ-

водству

азота производительностью 6 млн.т/сут, стоимостью 100 млн. долл.

США

и бурение (перевод из эксплуатационного фонда) 10 нагнетательных

скважин

для закачки азота стоимостью по 1,5 млн. долл. США. Действую-

щий

фонд скважин на экспериментальном участке составляет 63.

Эксплуатационные расходы рассчитывались на базе фактических дан-

ных по "Надымгазпрому" за 1996 г.

Налоги

приняты по действующим ставкам. Величина отчислений нало-

гов и платежей, принятых в расчете, определена исходя из следующих ста-

вок:

платежи за право добычи (роялти) в размере 16%. С 14-го

года

пред-

лагается добиться снижения ставки до 6 %, что возможно в соответствии

со ст. 48 "Закона о недрах" на стадии истощения запасов месторождения

при

низкой экономической эффективности разработки, не связанной с

нарушениями

условий рационального использования запасов;

отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) —

10%;

налог на пользователей автодорог — 1 %;

налог на имущество — 2 %;

налог на прибыль — 35 %;

платежи в социальные фонды, исчисляемые от фонда оплаты

труда,

включены в текущие издержки.

В качестве основных экономических показателей, которые определя-

ют целесообразность и эффективность внедряемого мероприятия,

приня-

ты:

поток

наличности — определяется как алгебраическая сумма прибыли

от реализации газа и амортизационных отчислений, уменьшенная на вели-

чину капиталовложений;

дисконтированный

поток наличности выражает стоимость капитала в

будущем

и рассчитывается общепринятым методом на основе ставки дис-

контирования

10 %;

срок

окупаемости определяется количеством лет, когда суммарный де-

нежный

поток, пересекая нулевой уровень, из отрицательного становится

положительным. В течение этого периода времени капитальные вложения

возмещаются.

638

Таблица

5.38

Расчет показателей эффективности при

традиционной

Экспериментальный

участок

(УКПГ-6 и 7)

Вариант

базовый

1 (цена

реализации

газа 6

долл/1000

технологии

на

"истощение"

по

месторождению

Медвежье

), млн.

долл.

США

Показатели

Капитальные вло-

жения

Выручка от реали-

зации

газа

Объем добычи га-

за, млрд. м

Эксплуатацион-

ные расходы

В том числе:

амортизация

текущие из-

держки

налог на ВМСБ

роялти

автодорожный

налог

Прибыль

Налог на иму-

щество

Налогооблагаемая

прибыль

Налог на прибыль

Чистая прибыль,

по

годам

Поток

наличности

То же нарастаю-

щим итогом

Дисконтный по-

ток наличности,

10%

Дисконтирован-

ный

чистый

доход

(NPV)

Все-

го

555,0

92,5

496,5

82,2

288,1

55,5

78,4

5,6

58,5

50,4

8,1]

3,7

4,4

73,3

Добыча ]

чизконапорного i

'аза

Годы строительства и эксплуатации

66,0

60,3

8,2

34,3

6,6

10,6

0,7

5,7

2,5

1,1

2,1

10,3

9,3

58,8

9,8

54,6

8,2

30,5

5,9

9,4

0,6

4,2

2,5

1,7

0,6

1,1

9,3

19,6

7,7

50,4

8,4

47,8

8,0

26,2

5,0

8,1

0,5

2,6

2,5

0,1

0,0

0,1

8,1

27,6

6,1

45,6

7,6

43,0

7,0

23,7

4,6

7,3

0,5

2,6

2,5

0,1

0,0

0,1

7,1

34,7

4,8

40,8

6,8

38,2

6,0

21,2

4,1

6,5

0,4

2,6

2,5

0,1

0,0

0,1

6,1

40,8

3,8

35,4

5,9

31,9

4,0

18,4

3,5

5,7

0,4

3,5

2,5

0,9

0,3

0,6

4,6

45,4

2,6

31,8

5,3

28,1

3,0

16,5

3,2

5,1

0,3

3,7

2,5

1,2

0,4

0,8

3,8

49,1

1,9

27,0

4,5

23,2

1,9

14,0

2,7

4,3

0,3

3,8

2,5

1,3

0,4

0,8

2,7

51,9

1,3

23,4

3,9

20,4

1,9

12,1

2,3

3,7

0,2

3,0

2,5

0,5

0,2

0,3

2,2

54,1

0,9

20,4

3,4

18,0

1,9

10,6

2,0

3,3

0,2

2,4

2,5

-0,1

0,0

-0,1

1,8

55,9

0,7

18,6

3,1

16,6

1,9

9,7

1,9

3,0

0,2

2,0

2,5

-0,5

0,0

-0,5

1,4

57,3

0,5

16,8

2,8

15,1

1,9

8,7

1,7

2,7

0,2

1,7

2,5

-0,9

0,0

-0,9

1,0

58,3

0,3

15,6

2,6

14,2

1,9

8,1

1,6

2,5

0,2

1,4

2,5

-1,1

0,0

-1,1

0,8

59,1

0,2

15,6

2,6

12,6

1,9

8,1

1,6

0,9

0,2

3,0

2,5

0,4

0,2

0,3

2,2

61,2

0,6

15,6

2,6

12,6

1,9

8,1

1,6

0,9

0,2

3,0

2,5

0,4

0,2

0,3

2,2

63,4

0,5

15,0

2,5

12,2

1,9

7,8

1,5

0,9

0,2

2,8

2,5

0,3

0,1

0,2

2,1

64,5

0,4

15,0

2,5

12,2

1,9

7,8

1,5

0,9

0,2

2,8

2,5

0,3

0,1

0,2

2,1

67,5

0,4

14,4

2,4

11,8

1,9

7,5

1,4

0,9

0,1

2,6

2,5

0,1

0,0

1,9

69,5

0,3

14,4

2,4

11,8

1,9

7,5

1,4

0,9

0,1

2,6

2,5

0,1

0,0

1,9

71,4

0,3

14,4

2,4

11,8

1,9

7,5

1,44

0,9

0,1

2,6

2,5

0,1

0,0

1,9

73,3

0,3

Таблица

5.39

Расчет показателей эффективности при

традиционной

технологии

на

"истощение"

по

месторождению

Медвежье

Экспериментальный

участок

(УКПГ-в и 7)

Вариант

базовый

2 (цена

реализации

газа 10 долл/ЮОО м

), млн.

долл.

США

Показатели

Капитальные вло-

жения

Выручка от реали-

зации газа

Объем добычи га-

за, млрд. м

Эксплуатацион-

ные расходы

В том числе:

амортизация

текущие из-

дбржки

налог на ВМС

роялти

автодорожный

налог

Прибыль

Налог на иму-

щество

Налогооблагаемая

приоыль

Налог

на

прибыль

Чистая

прибыль,

по

годам

Поток

наличности

То

же

нарастаю-

щим

итогом

Дисконтный

по-

ток

наличности,

10%

Дисконтирован-

ный

чистый

доход

(NPV)

Все-

го

925,0

92,5

589,4

82,2

288,1

92,5

130,6

9,3

335,6

50,4

285,2

99,8

185,4

254,3

254

141

Добыча

{изконапорного

•аза

Годы строительства и эксплуатации

110,0

11,0

72,2

8,2

34,3

17,6

1,1

37,8

2,5

12,4

23,0

31,2

28,3

98,0

9,8

65,2

8,2

30,5

9,8

15,7

1,0

32,8

2,5

30,3

10,6

19,7

27,9

59,0

23,0

84,0

8,4

56,8

8,0

26,2

8,4

13,4

0,8

27,2

2,5

24,6

8,6

16,0

24,0

83,1

18,0

76,0

7,6

51,2

7,0

23,7

7,6

12,2

0,8

24,8

2,5

22,3

7,8

14,5

21,5

104,5

14,7

68,0

6,8

45,5

6,0

21,2

6,8

10,9

0,7

22,5

2,5

19,9

7,0

13,0

19,0

123,5

11,8

59,0

5,9

38,3

4,0

18,4

5,9

9,4

0,6

20,7

2,5

18,2

6,4

11,8

15,8

139,3

8,9

105

53,0

5,3

33,8

3,0

16,5

5,3

8,5

0,5

19,2

2,5

16,7

5,8

10,8

13,8

153,1

7,1

112

45,0

4,5

28,1

1,9

14,0

4,5

7,2

0,5

16,9

2,5

14,4

5,0

9,4

11,3

164,4

5,3

117

39,0

3,9

24,6

1,9

12,1

3,9

6,2

0,4

14,4

2,5

11,9

4,2

7,7

9,6

174,0

4,1

121

34,0

3,4

21,7

1,9

10,6

3,4

5,4

0,3

12,3

2,5

9,8

3,4

6,4

8,3

182,3

3,2

124

31,0

3,1

19,9

1,9

9,7

3,1

5,0

0,3

11,1

2,5

8,6

3,0

5,6

7,5

189,8

2,6

127

28,0

2,8

18,2

1,9

8,7

2,8

4,5

0,3

9,8

2,5

7,3

2,6

4,8

6,6

196,4

2,1

129

26,0

2,6

17,0

1,9

8,1

2,6

4,2

0,3

9,0

2,5

6,5

2,3

4,2

6,1

202,5

1,8

131

26,0

2,6

14,4

1,9

8,1

2,6

1,6

0,3

11,6

2,5

9,1

3,2

5,9

7,8

210,3

2,1

133

26,0

2,6

14,4

1,9

8,1

2,6

1,6

0,3

11,6

2,5

9,1

3,2

5,9

7,8

218,1

1,9

135

25,0

2,5

13,9

1,9

7,8

2,5

1,5

0,3

11,1

2,5

8,6

3,0

5,6

7,4

225,5

1,6

136

25,0

2,5

13,9

1,9

7,8

2,5

1,5

0,3

11,1

2,5

8,6

3,0

5,6

7,4

233,0

1,5

138

24,0

2,4

13,4

1,9

7,5

2,4

1,4

0,2

10,6

2,5

8,0

2,8

5,2

7,1

240,1

1,3

139

24,0

2,4

13,4

1,9

7,5

2,4

1,4

0,2

10,6

2,5

8,0

2,8

5,2

7,1

247,2

1,2

140

24,0

2,4

13,4

1,9

7,5

2,4

1,4

0,2

10,6

2,5

8,0

2,8

5,2

7,1

254,3

1,1

141