Динамика проектной и фактической годовой добычи газа, конденсата и воды в процессе разработки зоны УКПГ-2 представлена на рисунке 3.4.

На проектную мощность установка выведена в 1980 году. С 1980 по
1985 гг. установка работала на максимальном уровне (от 10,40 до 9,54 млрд.м³), среднесуточный дебит газа при этом составлял от 656 до 411 тыс.м³/сут, а с 1986 года начинается снижение добычи газа.

С 1989 г. по 1995 г. балансовые запасы составили 304 млрд. м³, дренируемые изменялись в пределах от 310,5 до 307 млрд. м³.

С 2011 по 2016 гг. стабилизировалась и составила около 0,95 млрд. м³, а с 2017 по 2020 – 0,80 млрд. м³.

Впервые пластовая вода появилась в 1977 г. Годовая добыча пластовой воды составила 0,96 тыс. м³. В последующих годах добыча пластовой воды начала возрастать, максимальная добыча была зафиксирована в 1989 г.
(377 тыс. м³). После подключения к ДКС-2 в этом же году, добыча пластовой воды начала существенно падать до 1998 г. С 2012 года добыча пластовой воды не изменяется и составляет 113 тыс. м³.



Рисунок 3.4 - Динамика годовой добычи газа, конденсата и воды по зоне УКПГ
Пик добычи конденсата пришелся на 1976 г. и составил 791,8 тыс.т, после чего началось падение добычи конденсата. В 1988 г. падение остановилось (154,7 тыс. т), и в следующие года начала расти, что было связано с подключением УКПГ-2 к ДКС-2. Это позволило увеличить дебиты скважин и, соответственно, привело к выносу конденсата. Но в 1990 г. при добыче 157,1тыс. т добыча конденсата опять начала падать.

На 01.01.2021 г. годовая добыча конденсата составляет 4.40 тыс. т.
3.3 Анализ среднесуточных дебитов скважин
УКПГ-2 введена в эксплуатацию в декабре 1974 года с действующим фондом 24 скважин, в 1978 году добыча газа составила 6,7 млрд. м³, конденсата 462 тыс. т со среднесуточным дебитом газа 704 тыс. м³/сут при 42 действующих скважинах. Первые обводненная скважина появилась в 1978 году со среднесуточным дебитом 16,2 м³/сут.

На 01.01.2021 среднесуточный дебит газа составляет 21,1 тыс. м³/сут, пластовой воды 169,2 м³/сут. Действующий фонд составляет 61 скважина, 54 из них обводнены.

Динамика среднесуточного дебита газа по зоне УКПГ-2 показана на рисунке 3.5.



Рисунок 3.5 - Динамика среднесуточных дебитов УКПГ-2
На величину среднесуточного дебита влияет следующие параметры: годовая добыча газа, число скважин в действующем фонде. В начальный период разработки зоны УКПГ-2 при отставании фактического количества скважин от проектных отмечается повышение фактических дебитов по сравнению с проектными значениями. Это обусловлено тем, что для выполнения проекта по годовым отборам газа при меньшем фактическом количестве скважин по сравнению с проектным нагрузка на эти скважины увеличивается, то есть фактические дебиты превышают проектные. На текущий момент фактические и проектные показатели практически совпадают.

---

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе был выполнен анализ основных показателей разработки зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-2 Оренбургского НГКМ.

Дренируемые запасы газа зоны УКПГ-2 определены методом падения пластового давления и составили 300,65 млрд.м³.

Для всех скважин УКПГ-2 рассчитаны скорости потока газа на устье и забое. В 15 скважинах выполняется условие выноса жидкости и твердых частиц на поверхность, т.е. скорости на забое этих скважин не менее 4 м/с. В остальных скважинах (45 штук) эти скорости менее 4 м/с и это может привести к образованию столбов жидкости на забое. Необходимо заменить подземное оборудование скважин. Для некоторых скважин замена НКТ на меньший диаметр позволит увеличить скорость на забое. А для других скважин с водой, нужны мероприятия по удалению ее из ствола.

В 1 скважине получены значения устьевых скоростей более 11 м/с, в результате чего со стенок внутренней поверхности НКТ может уноситься защитная пленка. На это следует обратить внимание при определении количества закачиваемого ингибитора коррозии в скважину.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Уточненный комплексный проект доразработки Оренбургского НГКМ. ООО «ВолгоУралНИПИгаз».
   
2. 
   Архивные данные, отчеты ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург».
   
3. 
   Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений, 2002 г.
   
4. 
   Алиев З.С., Фролова Т.В. Разработка природных газов. – Оренбург, 2008 г.
   
5. 
   Ермилов О.М., Алиев З.С. и др. Эксплуатация газовых скважин – М. Наука, 1995 г.
   

---

Смотрите также файлы

• Математика физика химия.docx

• Отчет по производственной практике Сроки прохождения практики с 19 января 2023 г по 15 января 2023 г.docx

• Расчет тарифных ставок по страхованию жизни.doc

• Аты Жні.docx

• ожа Ахмет Ясауи атындаы Халыаралы азатрік университеті леуметтікгуманитарлы ылымдар факультеті Бастауыш оыту педагогикасы мен дістемесі білім .docx