Файл: Кафедра разведки и разработки нефтяных и гаховых месторождений отчет о прохождении технологической практики.docx
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 247
Скачиваний: 11
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4 млрд.мЗ по категориям В+С1 и 829,6 млрд.мЗ по категории С2.
В 1973-1976 годах продолжались доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади дополнительно были пробурены 7 скважин (16, 17, 18, 28, 30, 31, 32) на сеноманские отложения и одна глубокая скважина номер 102 с целью изучения неокомских отложений.
Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях (скважины номер 16, 18, 30) а также подтверждено продолжение газовой залежи в юго-западном направлении (скважины номер 28, 31). Скважина номер 102 на западном крыле собственно Ямбургского поднятия вскрыла кровлю сеноманских отложений на 37 м выше, чем по структурным построениям первого подсчета.
Результаты бурения и исследования указанных дополнительных скважин явились основой для вторичного подсчета запасов, которые в 1976 году были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.мЗ по категории С2.
В 1976-1982 годах на площади производилось интенсивное изучение нефте-газоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования MOB ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУЗ-БУ11) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Хорвутинского поднятия.
Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.1983 года, т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами.
По состоянию на 1.01.2001г. на Ямбургском месторождения работали 8 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.
Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин на Аверьяхинском и Харвутинском участках. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ЯГКМ. Основные отборы в 2001 году приходилось на установки, где имеются первые очереди ДКС.
В период постоянной добычи
, начиная с 1991 года, начальным проектом разработки предусматривался, уровень годовых отборов 185 млрд.мЗ. Максимальный годовой отбор был, достигнут в 1994 году, и составил 174 млрд.мЗ. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки явилось фактическое отставание ввода в эксплуатации производственных мощностей. Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов. Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки.
Рисунок 1.2 - График зависимости давления от продолжительности разработки
Начиная с 1998 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ-2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ-4,7,8 отмечаются существенно меньше отборы по сравнению с проектом.
По состоянию на 1.01.2001 года на сеноманской залежи ЯГКМ работали 7 УКПГ и 1УППГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года УКПГ-4 - с целью "сгущения" сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того, на УКПГ-7 в настоящее время провидится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируются вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.
По состоянию на 1.01.2001 год на Ямбургском ГКМ разбурен почти весь проектный фонд скважин. Исключение составляет лишь Аперьяхинский, Харву-тинский участки и зона УКНГ-7 по которым предусмотрено добуривание скважин.
По состоянию на 1.01.2001 год сеноманская залежь разрабатывается в условиях упруго-водонапорного режима. Уровень подъема газа-водяного контакта на целом ряде кустов достиг 20-40 метров.
Ежегодный темп подъема газоводяного контакта за последнее время увеличился на некоторых скважинах до 4-5 метров в год. Это приводит к активному проявлению пластовой воды в продукции многих скважин, следствием этого процесса является разрушение призадойных зон скважин, повышение выносы механических примесей, разрушение устьевых обвязок. Объем добываемой воды на УКПГ особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов, в шлейфах кустов образовываются жидкостные пробки, идет перерасход метанола, значительные температурные потери ведут к гидратным режимам работы шлейфов. Подавляющее большинство простаивающих скважин связано с процессами обводнения и разрушения призабойных зон. В настоящее время на месторождении весь фонд скважин не реже одного раза в два года исследуется специальными исследованиями на
предмет выноса воды и механических примесей, отбираются пробы жидкости, геофизическими методами на проблемных скважинах определяется профиль и характер притока, анализируются технологические режимы работы скважин, проводятся водоизоляционные работы при капитальных ремонтах скважин. Анализ результатов различных исследований, схем вскрытия, температурных режимов работы шлейфов позволил выделить 42 скважины, в продукции которых вода установлена точно.
Разработка нескольких залежей началась в 1991 году пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и извлекаемые запасы конденсата по категории С1 принятые в 1995 году, составляли соответственно 1015 млрд.мЗ газа и 107 млн. тонн конденсата. Более полное геологическое изучение, бурение разведочных и эксплуатационных скважин на сегодняшний день показывает, что они были несколько завышенными и при последующих пересчетах по газу составляли от 809 до 820 млрд.мЗ газа.
Суммарный отбор сухого газа из нескольких отложений за 2001 год составил 11,99 млрд.мЗ, стабильного конденсата 948 тыс.тонн. С начала разработки из пластов отобрано 67,8 млрд.мЗ сухого газа и 5,8 млн. тонн конденсата, что составляет соответственно 8,4 процента и 5,4 процента от начальных утвержденных запасов. Темп отбора в 2001 году несколько увеличился и составил соответственно 1.5 процента по газу и 0.9 процента по стабильному конденсату.
По состоянию на 1.01.2001 год общий фонд пробуренных на неокомских отложениях скважин, составляет 317 единиц, действующий фонд на конец года составил 151 скважину, в бездействии находятся 42 скважины, фонд наблюдательных и поглощающих скважин составляет 18 единиц, в консервации и в ожидании подключения в шлейф находятся 106 скважин, 64 скважины находятся на балансе бурового предприятия " Тюменбургаз".
В настоящее время на УКПГ-1В работает 62 скважины. После обводнения второго объекта, включающего в себя группу пластов БУ6-1, БУ9 - 1,9 скважин переведены на первый объект, с основным пластом БУЗ- 1.
В районе УППГ-ЗВ работают 89 скважин (44 на первый объект и 45 на второй объект), данный фонд позволяет в данное время добывать около 34 - 34,5 флп.м3/сут газа и около 4,5 тыс.тонн нестабильного конденсата. В данное время новое эксплуатационное бурение на Ямбургском месторождении не ведется, для выхода на проектные отборы 14,5 млрд.мЗ/год в проекте разработки на 2000 год предусмотрен ввод в эксплуатацию УППГ-2В. В настоящее время происходит освоение ранее пробуренных скважин. К сожалению, недостаточное финансирование строящихся объектов также ставит под сомнение возможность достижения отборов, запланированных на 2002 год. Для последующего поддержания постоянных отборов, с учетом падения потенциального содержания конденсата, падения пластового давления на ''старом" фонде скважин проектом разработки рекомендуется вариант с добуриванием 150 дополнительных скважин, в том числе 97 скважин с субгоризовтальными забоями. Также в ближайшие годы кроме доведения эксплуатационного фонда до 509 единиц потребуется ввод ДКС-1В - второй нитки конденсатопровода Ямбург-Уренгой.
Динамика основных показателей разработки показывает, что имеющее место отставание от проекта разработки сроков ввода производственных мощностей является основной причиной несоответствия фактических показателей проектным. Более поздний ввод в эксплуатационный фонд скважин в течении всего периода разработки приводил к несоответствию фактических показателей проекту, а именно увеличению дебита на одну скважину, что в свою очередь привело к образованию по площади значительных воронок, более скорому обводнению продукции, выбытию из действующего фонда "старых" скважин. Несмотря на выход из капремонта после длительного простоя на УКПГ-1В нескольких "старых скважин" с более высоким пластовым давлением, резкое падение пластовых давлений по УППГ-ЗВ в связи с интенсивными отборами, резкое несоответствие проекту устьевых давлений, может осложнить ситуацию с добываемыми возможностями скважин в самое ближайшее время. Кроме того, большое количество простаивающих скважин связано с обводнением продукции в результате негерметичностей эксплуатационных колонн. Отрицательное влияние на планируемые отборы с месторождения может оказать недостаточная геологическая изученность неокомских пластов по площади, особенно в районе УППГ-2В, где аналитическими работами прогнозируется невыход на рабочие режимы целого ряда еще неосвоенных кустов.
2. Программные комплексы для сопровождения разработки месторождения.
Газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена: очистка газа от механических примесей и капельной жидкости в сепараторах, компримирование газа на первой ступени (КЦ-2) и затем на второй ступени (КЦ-1), после каждой ступени компримирования производится охлаждение газа в воздушных холодильниках. После ДКС газ с давлением 45 -75 кг/см2 поступает на установку подготовки газа УКПГ.
Существующая газосборная система Ямбургского ГКМ включает в себя 7 УКПГ, ЭУ-8 Харвутинской площади, и межпромысловые коллектора, по которым газ подается на ГКС1 и 2 для дальнейшего магистрального транспорта. Схемы сбора газа на УКПГ - лучевая и коллекторно-лучевая, диаметры шлейфов - 273, 325 и 530 мм, число скважин в кустах от 3 до 10. ГСС промыслов ЯГКМ характеризуются следующими основными параметрами:
а) УКПГ-1. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 90070 м, самый короткий 2800 м и протяженный 11260 м;
б) УКПГ-2. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 56130 м, самый короткий 2250 м и протяженный 10000 м;
в) УКПГ-3. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 79240 м; самый короткий 790 м и протяженный 10400 м;
г) УКПГ-4. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 219 мм (суммарная протяженность 860м), 273 мм (суммарная протяженность 10000 м), 325 мм (суммарная протяженность 48620 м) и 530 мм (суммарная протяженность 65250м); самый короткий 800 м и протяженный 11260 м;
д) УКПГ-5. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 65440 м; самый короткий 1380 м и протяженный 11260 м;
е) УКПГ-6. Схема сбора - лучевая, диаметры промысловых газопроводов 325 мм (суммарная протяженность 8060 м) и 530 мм (суммарная протяженность 76110 м); самый короткий 3150 м и протяженный 7660 м;
ж) УКПГ-7. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 21480м), 325 мм (суммарная протяженность 22170 м) и 530 мм (суммарная протяженность 115870 м); самый короткий 680 м и протяженный 12250 м;
Схема межпромыслового коллектора (МПК) приведена на рисунке 2.1. Диаметры труб шести газопроводов составляют 1420 мм, а перемычки и газопроводы-отводы на УКПГ выполнены из труб диаметром 1020 мм.