Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 2

Рисунок 3.1 – Схема расположения проектируемых МКУ (Вариант 1) Вставить рисунки

Рисунок 3.2 – Схема расположения проектируемых МКУ (Вариант 2)

3.4 Технологические показатели разработки

В настоящей работе рассмотрено три варианта разработки  сеноманской залежи

Западно-Таркосалинского месторождения.

Вариант 0

К концу рассматриваемого периода (01.01.2052) из сеноманской залежи будет отобрано 273,94 млрд. м3 газа, коэффициент газоотдачи составит 78,56 % от утвержденных запасов. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 8 ед. Средний дебит составит 36,54 тыс. м3/сут.

Максимальный годовой отбор газа ожидается в 2015 г. и составляет 6,72 млрд. м3, минимальный отбор - 0,10 млрд. м3 в 2051 г. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода по скважинам эксплуатационного фонда составит 0,83 МПа.

Вариант 1

К концу рассматриваемого периода (01.01.2052) из сеноманской залежи будет отобрано 278,59 млрд. м3 газа, коэффициент газоотдачи составит 79,90 % от утвержденных запасов. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 22 ед. Средний дебит составит 11,76 тыс. м3/сут.

Максимальный годовой отбор газа ожидается в 2015 г. и составляет 6,72 млрд. м3, минимальный отбор - 0,09 млрд. м3 в 2051 г. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода по скважинам эксплуатационного фонда составит 0,30 МПа.

Вариант 2

К концу рассматриваемого периода (01.01.2052) из сеноманской залежи будет отобрано 278,47 млрд. м3 газа, коэффициент газоотдачи составит 79,86 % от утвержденных запасов. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 20 ед. Средний дебит составит 13,07 тыс. м3/сут.

Максимальный годовой отбор газа ожидается в 2015 г. и составляет 6,72 млрд. м3, минимальный отбор - 0,09 млрд. м3 в 2051 г. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода по скважинам эксплуатационного фонда составит 0,31 МПа.

3.5 Анализ вариантов разработки. Обоснование рекомендуемого варианта разработки сеноманской залежи

Наибольшее значение накопленной добычи газа наблюдается по варианту 1 (278.59 млрд. м3), наименьшее по варианту 0 (273,94 млрд. м3).

Сравнительный анализ технологических показателей разработки показывает, что по основному критерию – накопленной добыче газа, преимущество в эффективности имеет вариант 1. Накопленный отбор составит 278,59 млрд. м3, что составляет 79,38 % от утвержденных запасов газа.

Анализ динамики технологических показателей разработки по вариантам позволил сделать следующие выводы:

· максимальный накопленный отбор газа – 276,77 млрд. м3, достигается в варианте 1, который предусматривает установку 9 МКУ в узлах соединения шлейфов;

· реализация технологии распределенного компримирования в вариантах 1 и 2 позволит продлить работу комплекса ДКС и увеличить коэффициент газоотдачи;

·  анализ технологических показателей разработки свидетельствует о большей эффективности вариантов 1 и 2, при этом необходимо учесть окончательную экономическую оценку.

НИЖНИЙ МЕЛ

2.1 Анализ выполнения проектных документов

Проектирование и авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения осуществляли ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО НПФ «Бинар». За всю историю проектирования насчитывается семь проектных документов определяющих изменение основных проектных решений.

Первым проектным документом по разработке нижнемеловых отложений Западно- Таркосалинского месторождения является проект разработки, выполненный институтами ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНИиНП» и утвержденный ЦКР ОАО «Газпром» (протокол № 49/90 от 15.01.1991 ).

В соответствии с проектом на начальном этапе освоения предусматривалась пробная эксплуатация шести разведочных скважин № 11, 880, 892, 895, 896 и 898, вскрывших газоконденсатные залежи пластов БП5, БП6/2, БП7, БП10/1 и БП11/1, при годовой добыче газа 150 млн. м3 и конденсата 16 тыс. т. В задачи пробной эксплуатации входило получение новой геолого-промысловой информации для установления оптимальных технологически х режимов работы скважин, изучение поведения углеводородных систем в процессе истощения пластового давления, отработка технологии проведения водоизоляционных работ и методов повышения продуктивности скважин.

Показатели пробной эксплуатации были утверждены сроком на пять лет.

Фактически добыча конденсатосодержащего газа из разведочных скважин бесконтрольно осуществлялось недропользователем ООО «Пурнефтегазгеология» вплоть до начала промышленного освоения нижнемеловых отложений (2001 г.).

В процессе пробной эксплуатации, вследствие некачественного цементажа эксплуатационных колонн, а также негерметичности установленных мостов происходило обводнение скважин вплоть до полной остановки, после чего осуществлялся их перевод на вышележащий продуктивный пласт.

В 1998 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнен «Проект ОПЭ нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского месторождения», который утвержден «Комиссией по месторождениям и ПХГ» ОАО «Газпром» (протокол № 6-К-Р/98 от 24.02.1998 ) сроком на пять лет.

Проектирование разработки газовых и газоконденсатных объектов нижнемеловых залежей осуществлялось на запасы газа и конденсата, подготовленные к промышленному освоению по категории С1, в объемах соответственно 29,48 млрд. м3 и 5,87 млн. т, с учетом ожидаемого прироста 9,34 млрд. м3 по газу и 1,02 млн. т по конденсату.

В рамках проекта все продуктивные пласты сгруппированы в объекты эксплуатации:

- I объект (пласты ПК19, ПК20, ПК22/1), потенциальное содержание конденсата до 2 г/м3;

- II объект (пласты АП6, АП7/2, АП8), потенциальное содержание конденсата до 14 г/м3;

- III объект (основные пласты БП5, БП6/2, БП7/1, а также пласты возможного приобщения БП2/2, БП4 и БП6/1);

- IV объект (пласты БП8, БП9/1, БП10/1);

- V объект (две залежи пласта БП12 и основная залежь пласта БП11/1-1).

Последние три объекта характеризуются высоким начальным содержанием конденсата (229-327 г/м3).

Основные решения данного документа предусматривали первоочередной ввод в разработку газоконденсатных залежей III-V объектов, а после извлечения из них основных запасов, для продления периода постоянных отборов газа предлагался ввод в разработку залежей I и II объектов путем приобщения или возвратным фондом скважин нижнемеловых объектов.

Для организации добычи газа предусматривалось бурение на каждый объект самостоятельной сетки при размещении скважин на площади газоносности в зоне максимальных газонасыщенных толщин (не менее 10 м) и в «сухих зонах» (при их наличии) с расстояниями между забоями 800-1000 м. Вскрытие пласта БП12 V объекта для увеличения продуктивности скважин предложено осуществить под большим зенитным углом (60^о).

Контроль за процессом разработки предлагалось осуществлять с помощью эксплуатационных и разведочных скважин. Внутри промысловый транспорт продукции от кустов скважин до УКПГиК предложено осуществлять по коллекторной схеме сбора, подготовку газа добываемого из газоконденсатных залежей по схеме двухступенчатой низкотемпературной сепарации.

В 2000 г. на месторождении пробурены три эксплуатационные скважины № 211, 221 и 223 куста № 2В, которые в соответствии с «Проектом ОПЭ Западно-Таркосалинского месторождения (нижнемеловые отложения)» должны были вскрыть газоконденсатные залежи III-V объектов. Однако, по техническим причинам проводки скважин и испытания объектов во всех трех скважинах искусственный забой был установлен на глубине подошвы пластов I эксплуатационного объекта, и перфорацией вскрыта только залежь пласта ПК22/1.

В сложившихся условиях в рамках дополнений к проекту ОПЭ, выполненных в 2001 г. и утвержденных заседанием Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром» (протокол № 33-К-Р/2001 от 27.06.2001 ), полностью пересмотрена стратегия освоения нижнемеловых залежей.

Предложен первоначальный ввод залежей I и II объектов, за счет эксплуатации скважинами № 893 и 896 и кустом № 2В и последующей подготовкой газа на сеноманской УКПГ.

В соответствии с проектными документами для разработки нижнемеловых отложений в период 2001-2003 гг. пробурено дополнительно девять газоконденсатных скважин, построены внутри промысловые коллектора и УКПГиК для подготовки углеводородной продукции газоконденсатных объектов. В 2001 г. введены в опытно - промышленную эксплуатацию газовые, а в 2002 г. газоконденсатные залежи.

В 2006 г. Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром»  и ЦКР «Роснедра» по ЯНАО утвержден новый проектный документ «Технологическая схема разработки нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненный ООО НПФ «Бинар».

Проектирование разработки нижнемеловых залежей месторождения осуществлялось на уточненные запасы газа, конденсата и нефти , утвержденные в 2005 г. ГКЗ Роснедра (протокол № 1099-дсп от 21.10.2005 ), в количестве 27919 млн. м3 сухого газа и 6606 тыс. т конденсата.

Утвержденные решения этого документа предусматривали разработку I и II объектов осуществлять существующим фондом скважин, а для разработки III-V предлагалось довести действующий фонд скважин до 18 ед. путем вывода из консервации двух разведочных скважин и бурения дополнительно семи скважин с горизонтальным окончанием.

Помимо разработки газовых и газоконденсатных объектов в работе рассмотрены вопросы разработки нефтяных залежей пластов Ач4 и БП10-2. На начальном этапе освоения (2009-2011 гг.) предложено проведение пробной эксплуатации за счет бурения пяти скважин на пласт Ач4 и трех на БП10/2.

Ввиду невозможности практической реализации отдельных положений проектного документа, в первую очередь касающихся объемов добычи газа и конденсата, ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2007 г. выполнены коррективы технологических показателей в рамках «Анализа разработки залежей нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол № 58-р/2007 от 02.10.2007 ).

Разработку газоконденсатных залежей III-V объектов эксплуатации предложено осуществлять при организации максимального годового отбора пластового газа 800 млн. м3 в год, исходя из пропускной способности УКПГиК. Ввод ДКС прогнозировался в конце 2009 г.

Учитывая малый охват запасов газа активным дренированием, а также особенности геологического строения и трудности проводки горизонтальных скважин, предусматривалось бурение не семи горизонтальных скважин, как предлагалось ООО «Бинар», а десяти скважин с вертикальным окончанием, что позволяло существенно улучшить показатели разработки газоконденсатных залежей.

Начало бурения новых скважин предлагалось начать в 2009 г.

Поскольку, в рамках представленного анализа разработки, уточнение показателей добычи углеводородной продукции связано с изменением проектных решений, данная работа не была утверждена в ЦКР Роснедра. В результате при продолжающейся разработке, строительство и ввод новых мощностей на месторождении не осуществлялись, а производились только текущие ремонтные работы для повышения степени использования пробуренного фонда эксплуатационных скважин.

На основе новой геологической модели, построенной в рамках подсчета запасов 2009 г., ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2010 г. выполнена «Технологическая схема разработки газоконденсатных залежей нижнемеловых отложений Западно - Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения».

Работа рассмотрена на комиссии газовой промышленности ОАО «Газпром» и утверждена ЦКР Роснедра (протокол № 153-Г/2010 от 14.12.2010 ) по варианту 1, предусматривающему:

- бурение в 2010-2011 гг. и ввод в эксплуатацию в 2011 г. наклонно-направленных скважин с вертикальным окончанием в количестве 10 ед.;

- бурение и ввод в эксплуатацию в 2012-2015 гг. боковых стволов с горизонтальным окончанием в пяти бездействующих скважинах.

С момента утверждения данного проектного документа ежегодно его авторами выполняется авторское сопровождение.

Разработка I объекта согласно действующему проекту осуществляется четырьмя скважинами (№ 211, 221, 223 и 896), объединенными в куст № 2В и подключенными к сеноманской газосборной сети. В бездействующем фонде I объекта находятся в данный момент две скважины: переведенная с III объекта в качестве наблюдательной скважина № 301 и скважина № 893, переведенная из разведочных.

Отбор пластового газа из нижнемеловых залежей с 2002 г. осуществлялся девятью скважинами, четыре из которых (скважины № 302, 305, 307 и 401) вскрыли залежь III объекта, три (скважины № 301, 402 и 501) – IV объекта, одна скважина № 504 – V объекта. Скважина № 403 вскрывает совместно залежи БП11-V объекта и БП91, БП101-IV объекта. На 01.10.2014 действующий фонд составляет шесть газоконденсатных скважин, в т.ч. четыре - на III объекте и по одной на IV и V объектах. В 2010-2012 г. Технологический проект разработки Западно -Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения пробурены девять скважин (№ 303, 304, 404, 406, 407, 502, 503, 505 и 506) на III-V объекты, две из которых (№ 406 и 407) уже освоены на III объект и введены в эксплуатацию. Скважина № 304 была освоена на III объект, но уже в июле 2013 г. была остановлена и переведена в бездействующий фонд. Скважины № 303 и 404, в связи с невозможностью освоения в толщинах пластов III-V объектов, переведены на вышележащие продуктивные горизонты (I объект). Остальные скважины (№ 502, 503, 505 и 506) на данный момент ожидают освоения на пласты III объекта.