Технологические показатели разработки

Технологические показатели вариантов разработки I-VI объектов (газ и газоконденсат)

Вариант 0 (рисунок 4.7, таблицы 4.10 – 4.11, таблицы Ж.2.1 – Ж.2.5)

В качестве базового варианта разработки (вариант 0) принят сценарий остановки бурения скважин и ввода мощностей, начиная с 1.01.2009 г. Разработка месторождения будет продолжена имеющимся фондом скважин (31 ед.) с объемом годовой добычи газа порядка 16 млрд.м³/год с учетом фактического ввода двух линий по подготовке газа производительностью 9 и 7 млрд.м³/год, в том числе с отбором сеноманского газа на уровне 1.1 млрд.м³/год. В качестве мероприятий по поддержанию добычи газа в базовом варианте предусматривается только ввод ДКС. Вариантом не предусматривается ввод в разработку II и V объектов (ПК₁₈ и БУ_3-7).

Максимальный годовой отбор С5+в по варианту 0 составит 1084 тыс.т в 2009 году. Период постоянной добычи до 2016 года. Ввод ДКС (валанжин) потребуется в 2012 году, максимальная рабочая мощность 116 МВт (установленная с учетом резерва 176 МВт).

Вариант 1 (рисунок 4.8, таблицы 4.12 – 4.13, таблицы Ж.3.1 – Ж.3.7)

Вариантом 1 предусматривается воспроизведение на уточненной модели предыдущих проектных решений по разработке ЮНГКМ («Технологическая схема разработки», вариант 2а, 2006 г). В варианте 1 учтены основные положения, ранее принятые в варианте 2а:

- схема размещения добывающих скважин с учетом фактического местоположения забоев уже пробуренных скважин (см. выше рисунок 3.23), которая также предусматривает бурение 10-ти скважин с искусственного острова в акватории Тазовской губы на пласты БУ_3-6 и БУ_8-9 (1 и 9 скважин, соответственно);

- график бурения скважин, скорректированный с учетом фактического ввода скважин (см. выше таблицу 3.25), в том числе предусматривающий ввод в 2010-2011 г 8 горизонтальных скважин для разработки сеноманской газовой залежи (дополнительно к 4 пробуренным ранее);

- ранее принятый график ввода и рабочие параметры мощностей по промысловому сбору газа, подготовке и ДКС, в том числе ввод сеноманской УКПГ производительностью 4 млрд.м³/год в 2010 г.

Таким образом, по варианту 1 потребуется дополнительное бурение 53 скважин, расконсервация 3 разведочных скважин №№ 101-р, 111-р, 122-р и бурение бокового ствола в скважине №132-р (общий фонд скважин достигнет уровня 88 ед.).

Рисунок 4.7 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 0

Таблица 4.10 – Основные показатели разработки. Вариант 0

Таблица 4.11 – Технология реализации варианта 0

Рисунок 4.8 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 1

Таблица 4.12 – Основные показатели разработки. Вариант 1

Таблица 4.13 – Технология реализации варианта 1

Следует отметить, что размещение забоев скважин по варианту 1 проведено только в пластах, которые учтены в предыдущем проекте. Вариантом не предусматривается разработка новых открытых залежей в пластах БУ₃², БУ₄, БУ₅², БУ₆¹, БУ₉², БУ₉³, БУ₉⁴, БУ₁₀.

Максимальный годовой отбор «сухого» газа 33 млрд.м³ по варианту 1 достигается в 2011 г. Максимальный годовой отбор С5+в составит 2002 тыс.т в 2011 году. Период постоянной добычи до 2016 года. Ввод ДКС (валанжин) потребуется в 2012 году, максимальная рабочая мощность 160 МВт (установленная с учетом резерва 288 МВт). Ввод ДКС (сеноман) потребуется также в 2012 году, максимальная рабочая мощность 17 МВт (установленная с учетом резерва 42 МВт).

Вариант 2

(рисунок 4.9, таблицы 4.14 – 4.15, таблицы Ж.4.1 – Ж.4.7, рисунки Ж.1.1 – Ж.1.5)

Вариантом 2 предусматривается освоение месторождения полностью с берега (см. выше рисунок 3.24) и достижение ранее принятого проектного профиля добычи с максимальным отбором газа 33 млрд.м³/год. Строительство объектов разработки в акватории Тазовской губы вариантом не предусматривается. Скважины, которые предполагалось пробурить с острова, заменены скважинами, пробуренными с берега (новая кустовая площадка №9). С целью повышения добывных возможностей данных скважин, осуществляется проводка в них двух горизонтальных окончаний на разные пласты.

В расчетах по варианту 2 предусмотрено вскрытие и разработка новых газоконденсатных залежей в пластах БУ₃², БУ₄, БУ₅², БУ₆¹, БУ₉², БУ₉³, БУ₉⁴, БУ₁₀. Схема размещения горизонтальных забоев в пластах объектов V и VI показана на рисунке 3.24.

В варианте 2 потребуется дополнительное бурение 47 скважин, в т.ч. бурение 9 двухзабойных скважин, а также бурение боковых горизонтальных стволов в 3 разведочных скважинах №№ 132-р, 134-р и 111-р (общий фонд пробуренных скважин достигнет уровня 78 ед., см. выше таблицу 3.25).

Вариантом 2 не предусматривается разработка сеноманской газовой залежи самостоятельной сеткой скважин. До 2019 г добыча газа из сеноманской залежи осуществлятьется ранее пробуренными скважинами (5 ед.) в объеме около 1.1 млрд.м³/год. Активная разработка сеноманской залежи начнется в 2019 г возвратным фондом скважин. По мере обводнения скважин четвертого объекта (БУ_1-2) производится ликвидация основного ствола с последующим бурением горизонтальных стволов на сеноман. Общее число скважин, в которых возможна последующая зарезка боковых стволов по мере их обводнения, составляет 12 ед.

Моделирование остановки обводняющихся скважин БУ_1-2 и ввод горизонтальных боковых стволов на ПК₁ проведено в автоматическом режиме.

Рисунок 4.9 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 2

Таблица 4.14 – Основные показатели разработки. Вариант 2

Таблица 4.15 – Технология реализации варианта 2

Расчеты показали, что за расчетный период (до 2040 г) потребуется бурение боковых стволов в семи скважинах (по мере ввода – №№ 206с, 210с, 223с, 211с, 202с, 214с, 215с). Резкое наращивание добычи газа по сеноману в 2019 году станет возможным за счет ввода двух скважин с боковыми стволами (№№206с и 210с) и понижением давления в системе сбора (с 7 МПа до 4 МПа) за счет ввода ДКС на полную рабочую мощность (10 МВт, установленная – 30 МВт). В результате постепенного перевода обводняющихся скважин на сеноман, добыча газа в период 2019-2028 гг поддерживается практически на постоянном уровне около 2.5 млрд.м³/год.

В целом по месторождению максимальный годовой отбор «сухого» газа 33 млрд.м³ по варианту 2 достигается в 2012 г. Максимальный годовой отбор С5+в составит 2070 тыс.т в 2011 году. Период постоянной добычи газа до 2016 года. Ввод ДКС (валанжин) потребуется в 2012 году, максимальная рабочая мощность 180 МВт (установленная с учетом резерва 320 МВт).

Вариант 3

(рисунок 4.10, таблицы 4.16 – 4.17, таблицы Ж.5.1 – Ж.5.7, рисунки Ж.2.1 – Ж.2.5)

Расчеты технологических показателей по варианту 3 предусматривают сценарий существенного снижения спроса на газ и сокращение добычи на месторождении. По сравнению с вариантом 2 в варианте 3 уровень отбора пластового газа (начиная с 2010 г) сокращен на 30% (т.е. до 24 млрд.м³/год) и поддерживается на этом уровне в дальнейший период. При этом, бурение скважин и ввод мощностей по подготовке производится в плановом объеме (соответствующим варианту 2). Исключением является мощность и компоновка ДКС, ввод которой происходит позднее (в 2016 г), чем по варианту 2.

Максимальный годовой отбор С5+в составит 1688 тыс.т в 2011 году. Период постоянной добычи газа продлится до 2023 года.

Вариантом 3 предусматривается остановка добычи газа из сеноманской залежи с середины 2009 г до конца 2011 г. Начиная с 1.01.2012 г отбор газа из сеноманской залежи производится только в I и IV кварталах каждого года в объеме 4.4 млн.м³/сут (0.76 млрд.м³/год).

Полномасштабная разработка сеноманской залежи начнется в 2023 году с целью компенсации падения добычи газа по месторождению. Для этого, как и в варианте 2, используется технология бурения боковых стволов в обводняющихся скважинах БУ_1-2. За расчетный период потребуется бурение боковых стволов в шести скважинах (по мере ввода – №№ 206с, 210с, 223с, 202с, 214с, 215с). Добыча газа по сеноману в период 2024-2033 гг колеблется от 2.4 до 2.8 млрд.м³/год, а затем начнется ее падение.

Рисунок 4.10 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 3

Таблица 4.16 – Основные показатели разработки. Вариант 3

Таблица 4.17 – Технология реализации варианта 3

Вариант 4

(рисунок 4.11, таблицы 4.18 – 4.19, таблицы Ж.6.1 – Ж.6.7, рисунки Ж.3.1 – Ж.3.5)

Как и в варианте 2, вариантом 4 предусматривается сохранение резерва пластовой энергии в сеноманской газовой залежи (ПК₁) за счет относительно небольшого отбора газа в объеме 1.1 млрд.м³/год существующими скважинами (№№ 107-Р, 106, 108, 109, 110). При принятом распределении отбора газа между объектами, пластовые давления в залежах ПК₁ и БУ_1-2 сравняются уже в 2019-2020 г, а в последующий период снижение пластового давления в БУ_1-2 будет происходить быстрее, чем в ПК₁. Это позволит организовать переток газа из ПК₁ в БУ_1-2 для осуществления ППД в газоконденсатной залежи БУ_1-2 за счет разницы в пластовых давлениях.

Таким образом, варианты 2 и 4 отличаются тем, что в 2019 г не происходит полномасштабного ввода в разработку сеноманской залежи (боковые стволы на ПК₁ в обводняющихся скважинах БУ_1-2 не бурятся). Вместо этого, в обводненных скважинах БУ_1-2 после ремонта и установки соответствующего оборудования производится вскрытие разреза в интервале ПК₁. В результате сеноманский газ начинает поступать к забоям скважин БУ_1-2. Устья скважин – закрыты, однако скважины будут иметь статус нагнетательных.

По прогнозным расчетам, в 2019 г пусковой комплекс для ППД должен состоять из четырех скважин, две из которых (№206 и №210) уже будут находиться в простое по причине обводнения, а две другие (№207 и №205) к 2019 г будут работать с признаками пластовой воды. Стартовые дебиты перетока (нагнетания) газа в среднем составят около 1400 тыс.м3/сут и в дальнейшем будут снижаться (таблица 4.20).

Наращивание объмов перетока (или нагнетания) сеноманского газа в БУ_1-2 (с 2 млрд.м³/год до 3 млрд.м³/год) будет происходить в течение 2019-2024 гг, затем объем перетока будет сокращаться и составит 1.3 млрд.м³/год к 2040 г. К этому времени фонд нагнетательных скважин на БУ_1-2 составит 15 ед. Перевод скважин в нагнетальные должен происходить не только по причине обводнения. Активная закачка «сухого» сеноманского газа приведет также к его прорыву к забоям добывающих скважин. В технологических расчетах учтена процедура перевода таких скважин также в нагнетальные.

Таким образом, фронт нагнетания сеноманского газа будет только расширяться и к 2040 г на БУ_1-2 останутся только 4 добывающие скважины (№№ 226, 227, 228, 229 – куст №7) при фонде нагнетальных скважин 15 ед. (рисунок 4.12). Однако, за счет ППД пластовое давление в добывающих скважинах БУ_1-2 практически не будет снижаться с 2024 г до 2040 г, средний дебит пластового газа также будет постоянным на уровне 1 млн.м³/сут, средний дебит С5+в также останется постоянным (!) на уровне 35 т/сут.

Рисунок 4.11 – Профили добычи УВ и фонд действующих скважин. Вариант 4

Таблица 4.18 – Основные показатели разработки. Вариант 4

Таблица 4.19 – Технология реализации варианта 4

Таблица 4.20 – Технологические показатели разработки ПК₁ и БУ_1-2 по варианту 4

Рисунок 4.12 – Водонасыщенность и конденсатосодержание в залежи БУ_1-2 к 2040 г

Расчеты на модели доказали, что вариант 4 имеет целый ряд преимуществ:

1. Отстуствует необходимость бурения самостоятельных скважин для разработки пласта ПК₁, строительства шлейфов, ДКС, УКПГ и пр.

2. За счет реализации ППД достигается существенное сокращение плстовых потерь конденсата в пласте БУ_1-2. По варианту 4 конденсатоотдача по пласту БУ_1-2 составит 63.6%, в то время как по варинту 2 – 57.5% (на 2040 г). Суммарный прирост накопленного отбора С5+в составит более 1 млн.т.

3. Газоотдача по залежам ПК₁ и БУ_1-2 на конец расчетного периода (2040 г) составит 87.6% и 59.7%, соответственно, что сопоставимо с вариантом 2 – 92.8% и 58.7%.

Как и в варианте 2, в варианте 4 максимальный годовой отбор «сухого» газа 33 млрд.м³ достигается в 2012 г. Максимальный годовой отбор С5+в составит 2070 тыс.т в 2011 году. Период постоянной добычи газа продлится до 2016 года. Ввод ДКС потребуется в 2012 году, максимальная рабочая мощность 180 МВт (установленная с учетом резерва 320 МВт). После 2019 г между вариантами 2 и 4 имеются отличия в компоновке и мощности ДКС.

Вариантом 4 не предусматривается строительство мощностей по добыче сеноманского газа.

В таблицах Ж.7.1 – Ж.7.2 дополительно показан характер отработки пластов внутри объектов V и VI по варианту 4.

Динамика товарной продукции по вариантам показана на рисунке 4.13. Результаты сопоставления итоговых показателей разработки по вариантам 0-4 (газ) приведены в таблице 4.21. Схемы размещения эксплуатационных скважин по вариантам 2-4 показаны на графических приложениях 1-28.

Анализ результатов расчетов позволяет рекомендовать к реализации вариант 4, как наиболее технологичный и позволяющий достичь более высокого значения КИК по месторождению.

Рисунок 4.13 – Динамика товарной продукции по вариантам разработки

Таблица 4.21 – Результаты сопоставления итоговых показателей разработки (на 2035 г) по вариантам 0-4 (газ)

4.4.2 Технологические показатели вариантов разработки VII объекта (нефтяные оторочки пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³)

Рассмотрено три варианта разработки нефтяных оторочек пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Расчеты технологических показателей разработки нефтяных оторочек по варианту 1 (пробная + опытно-промышленная эксплуатация) проводились на трехмерной гидродинамической модели совместно с моделированием разработки газонасыщеного разреза месторождения по варианту 2 (газ). Расчеты по вариантам 2 и 3 (полное развитие) проведены на балансовой модели с учетом результатов, полученных по варианту 1 (режимы работы скважин и т.д.).

Во всех вариантах разработка нефтяных оторочек проводится в режиме истощения пластовой энергии с использованием механизированного способа добычи нефти.

Вариант 1 (таблица 4.22, рисунок 4.14, таблицы И.1.1 – И.1.9, рисунки И.1.1 – И.1.4)

Вариант 1 предусматривает начало пробной эксплуатации нефтяных оторочек пластов БУ₈², БУ₈³ со II кв. 2012 г двумя добывающими скважинами №№622, 633, имеющих горизонтальные окончания длиной 800 м.

Максимальный уровень добычи нефти (19.9 тыс.т) достигается в первый год эксплуатации (2012 г). После трех лет пробной эксплуатации вариантом 1 предусматривается дальнейшая доразведка и освоение нефтяных оторочек с поэтапным (в течение 4-х лет) вводом дополнительных добывающих скважин (23 ед.).

Бурение скважин на период пробной и промышленной эксплуатации осуществляется с кустовых площадок, расположенных на западном побережье Тазовской губы (см. выше рисунок 3.25). Разработка предполагает бурение скважин со сверхдлинными отходами в сторону акватории (до 4 км).

Максимальный уровень добычи нефти (126.9 тыс.т в год) достигается на шестой год разработки (2017 г) или на третий год после начала промышленной эксплуатации.

При расчетах показателей приняты следующие ограничения на технологический режим работы скважин:

- Ограничение по допустимой депрессии на пласт – нет

- Максимальный дебит по нефти – 150 т/сут.

- Минимальное забойное давление – 5 МПа

- Выбытие скважин при газовом факторе 5000 м³/м³

- Выбытие скважин при обводненности 0.98

Таблица 4.22 – Вариант 1. Технологические показатели разработки нефтяных оторочек пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

Рисунок 4.14 – Вариант 1. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

На рисунке 4.15 показана динамика средних показателей работы скважин, приведенных к первому году ввода скважин. Режим работы практически всех добывающих скважин – поддержание постоянного давления на забое с первого года эксплуатации,

Гидродинамическое моделирование показало слабый характер расформирования оторочек и незначительное движение нефти в газонасыщенную часть. На рисунке 4.16 показан пример визуализации нефтенасыщенности и давления в оторочке пласта БУ₈³ в динамике.

Результаты расчетов по варианту 1 показали низкие значения КИН, его значение по всему объекту разработки составило 0.019 д.ед. В таблице 4.23 показаны результаты оценочного расчета с определением дополнительного количества скважин для максимальной выработки запасов нефти.

Таблица 4.23 – Обоснование необходимого количества дополнительных скважин для достижения максимального КИН

Вариант 2 (таблица 4.24, рисунок 4.17, таблицы И.2.1 – И.2.9, рисунки И.2.1 – И.2.4)

По результатам расчетов по варианту 1 сделаны выводы о недостаточном извлечении утвержденных запасов нефти. Цель расчетов по варианту 2 – наиболее полный охват дренированием запасов нефти для достижения максимальных значений КИН.

Как и в варианте 1, после 3-х лет пробной эксплуатации вариантом 2 предусматривается дальнейшая доразведка и освоение нефтяных оторочек. Однако в отличие от варианта 1 освоение оторочек происходит в три этапа:

Рисунок 4.15 – Динамика режимов работы добывающих нефтяных скважин. Вариант 1

Дата добавления: 2015-07-25