Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 19

Технологические показатели разработки по варианту 1 приведены в таблицах 3.14-3.17 и на рисунках 3.45-3.48.

Вариант 2

В рамках варианта намечена реализация разработки пластов БП5, БП6/2 и БП7/1 путем бурения четырех полого-направленных боковых стволов, ввод в эксплуатацию которых также намечен на 2019 г. Период разработки по данному варианту составляет 76 лет (до 01.01.2091 г) вплоть до полного выбытия эксплуатационного фонда.

Всего за расчетный период накопленный отбор по пласту БП5 составит 1,91 млрд. м3 сухого газа, коэффициент газоотдачи составит 62,0% от утвержденных запасов и 65,3% от утвержденных запасов по категории С1. Накопленный отбор УВ С5+ составит 426,57 тыс. т, при этом КИК составит 57,1% от утвержденных запасов и 60,3% от утвержденных запасов по категории С1. Среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по пласту БП5 составит 9,6 МПа.

Накопленный отбор по пласту БП6/2 составит 2,95 млрд. м3 сухого газа, коэффициент газоотдачи составит 37,4% от утвержденных запасов и 52,1% от утвержденных запасов по категории С1. Накопленный отбор УВ С5+ составит 717,67 тыс. т, при этом КИК составит 33,3% от утвержденных запасов и 46,3% от утвержденных запасов по категории С1.Среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по пласту БП6/2 составит 14,8 МПа.

Накопленный отбор по пласту БП7/1 составит 3,66 млрд. м3 сухого газа, коэффициент газоотдачи составит 65,6% от утвержденных запасов. Все запасы пласта БП7/1 оцениваются по категории С1. Накопленный отбор УВ С5+ составит 845,17 тыс. т, при этом КИК составит 59,2% от утвержденных запасов. Среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по пласту БП7/1 составит 8,8 МПа.

В целом по объекту накопленный отбор составит 8,52 млрд. м3 сухого газа, коэффициент газоотдачи составит 46,5% от утвержденных запасов и 59,5% от утвержденных запасов по категории С1. Накопленный отбор УВ С5+ составит 1670,27 тыс. т, при этом КИК составит 35,0% от утвержденных запасов и 44,9% от утвержденных запасов по категории С1. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 2 ед. Средний дебит сухого газа составит 26,5 тыс. м3/сут. Максимальный отбор газа ожидается в первый год ввода всего проектного фонда скважин и составляет 209,30 млн. м3, минимальный отбор - 13,76 млн. м3 на конец расчета. Среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по эксплуатируемым пластам составит 11,1 МПа. Пластовое давление по скважинам эксплуатационного фонда составит 3,35 МПа. Устьевое давление по скважинам эксплуатационного фонда составит 1,00 МПа

Технологические показатели разработки по варианту 2 приведены в таблицах 3.18-3.21 и на рисунках 3.49-3.50.

Анализ технологически х показателей разработки по рассмотренным вариантам позволяет для практической реализации рекомендовать вариант 1, так как данный вариант разработки обеспечивает максимальный коэффициент извлечения углеводородной смеси и наибольший охват выработки запасов по площади.

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими показателями :

- бурением четырех новых скважин (по две скважины на кустовой площадке) и четырех боковых стволов с горизонтальным окончанием;

- ввод проектного фонда в эксплуатацию намечен на 2019 г.;

- период разработки составляет 76 лет;

- максимальный отбор сухого газа и конденсата составляет 351,62 млн. м3 и 80,87 тыс.т соответственно;

- накопленный отбор сухого газа и конденсата на конец расчетного периода составит 11,76 млрд. м3 и 2132,61 тыс.т соответственно;

- КИГ составит 64,2 % от утвержденных запасов;

- КИК составит 44,7 % от утвержденных запасов;

- среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по эксплуатируемым пластам составит 7,4 МПа; - среднее устьевое давление по скважинам эксплуатационного фонда составит 1,00 МПа.