Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Проектные решения по разработке газоконденсатных пластов

Газоконденсатные исследования скважин в 2007 и 2009 годах | Термодинамические исследования флюидов скважин 351 и 350 | Технология моделирования пластовых флюидов в 2006 г | Корректировка моделей на основе данных 2007-2009 годов | Глубинные пробы нефти и моделирование свойств пластовой нефти. | Определение состава пластовой нефти. | Размеры и параметры водонапорного бассейна | Физико-химическая характеристика вод | Характеристика гидрологических исследований | Запасы газа, конденсата, нефти |


Читайте также:
  1. II. Порядок действий по жалобам на решения мировых посредников
  2. III. Образование как средство разрешения глобальных проблем человечества
  3. III. Порядок производства и решения дел
  4. IV. Выбор потребителя. Принятие решения о покупке
  5. IV. Принятие решения об установлении соответствия требованиям, предъявляемым к первой (высшей) квалификационной категории
  6. V. Для решения каких задач психологической коррек­ции могут быть использованы следующие задания'.
  7. Альтернативные способы разрешения экономических споров

 

За период 1997 – 2008 гг. на разработку Юрхаровского месторождения составлено шесть проектных документов.

1. «Проект ОПЭ Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения», «ТюменНИИГипрогаз» [4], 1997 год. Утвержден на заседании Комиссии по месторождениям ПХГ ОАО «Газпром» № 16 К-Р/98 от 17.12.1998.


Таблица 3.1 – Характеристика эксплуатационных объектов


Начальные запасы газа – 421,202 млрд.м3, стабильного конденсата – 25,289 млн.т. Максимальный годовой отбор газа – 10,97 млрд.м3; максимальный годовой отбор стабильного конденсата – 423,95 тыс.т; общий фонд скважин – 33 ед. Проект не реализован.

2. «Комплексная технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения», ООО «ТюменНИИГипрогаз», 2000 год. Принята как «Технологическая схема ОПЭ Юрхаровского месторождения» [5], утверждена на ТКР ЯНАО № 08-00 от 12.09.2000. Начальные запасы газа – 421,202 млрд.м3, стабильного конденсата – 25,289 млн.т. Максимальный годовой отбор газа – 9,39 млрд.м3; максимальный годовой отбор стабильного конденсата – 445 тыс.т; общий фонд скважин – 57 ед.

3. «Коррективы технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации Юрхаровского месторождения» [6], ООО «ТюменНИИГипрогаз», 2003 год. Протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 17-03 от 15-16 декабря 2003 г.; утвержденный 20.01.2004. Проектные решения данного документа определили основную стратегию разработки месторождения.Как наиболее эффективное решение проблемы вовлечения в разработку удаленных участков продуктивных пластов было предложено применение современных технологий бурения скважин с большими отходами от устья (в том числе на сеноман), а также строительство горизонтальных скважин большого диаметра (с диаметром эксплуатационной колонны 245 мм). Это обеспечивало вовлечение в разработку дополнительных запасов газа, что позволяло в перспективе увеличить уровень годового отбора до 27 млрд.м3 в год. (Начальные запасы газа – 747,513 млрд.м3, стабильного конденсата – 47,493 млн.т.; максимальный годовой отбор стабильного конденсата – 1,7 млн.т; общий фонд скважин – 64 ед.). Рассмотрены два варианта расширения эксплуатационного поля: строительство куста скважин в акватории и бурение аналогичных скважин с мыса в районе разведочной скв. 103. Результаты расчетов показали практически полное совпадение показателей разработки по данным вариантам. Учитывая экологические требования, принятый вариант предполагал максимально возможное освоение месторождения с берега.

4. В 2004 - 2005 гг. выполнен «Анализ разработки Юрхаровского месторождения» [7] (протокол № 07-05 от 28 июля 2005 г). В рамках этой работы уточнена схема размещения скважин (в том числе, добавлены горизонтальные скважины на объект БУ8-9), уточнена газоконденсатная характеристика объектов, прогнозируемая продуктивность скважин, скорректированы технологические показатели разработки и сроки ввода мощностей. Начальные запасы газа – 747,513 млрд.м3. Утвержденные показатели по отборам и фонду скважин приведены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 - Показатели разработки на 2005 - 2007 гг (2005 г).

Показатели Годы разработки
     
Отбор пластового газа, млрд.м3 9,618 9,955 9,982
Добыча стабильного конденсата тыс.т. 604,1 640,0 658,4
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед.      

 

5. В 2007 г. действующим проектным документом являлась «Технологическая схема разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения» [8], выполненная ООО «ТюменНИИГипрогаз», и утверждена на ТО ЦКР РОСНЕДРА по ЯНАО, протокол № 02-07 от 14.05.07. К реализации принят вариант предусматривающий строительство островного основания в акватории Тазовской губы и организацию с него добычи газа и конденсата с 2014 г. Утвержденные показатели на период 2007 - 2011 гг. приведены в таблице 3.3.

 

Таблица 3.3 - Показатели разработки на 2007 - 2011 гг (2007 г).

Показатели Годы разработки
         
Отбор пластового газа, млрд.м3 9,818 11,419 19,051 24,500 33,223
Отбор С5+В, тыс.т. 729,6 889,1 1476,0 1894,7 2311,0
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед.          

 

 

6. В 2008 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз выполнил «Авторское сопровождение Технологической схемы разработки Юрхаровского месторождения» [9]. По решению ТО ЦКР РОСНЕДРА по ЯНАО (протокол № 61-08 от 25 декабря 2008 г.) утверждены показатели разработки на период 2008 - 2010 гг. (таблица 3.4).

 

Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 101 | Нарушение авторских прав

<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Выделение эксплуатационных объектов| Проектные решения по разработке нефтяных оторочек
mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.007 сек.)