Читайте также:
|
В анализируемый период (2005 – 2008 гг.) в эксплуатации находились два объекта разработки:
- газоконденсатные залежи пермских отложений, пласты P2-I,II восточного купола опущенного блока – разрабатываются одной скважиной - № 105;
- газоконденсатные залежи триасовых отложений, пласт Т1-IV восточного купола опущенного блока – пласт разрабатывается двумя скважинами - № 65 и 110.
«Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)» предусматривает разработку месторождения в пределах вариации технологических показателей расчетных вариантов 2 и 2-а. Фактические показатели разработки определены в Геологических отчетах ОАО «Якутгазпром» и Отчетных балансах запасов по форме 6-ГР за 2005 – 2008 гг.
Сопоставление проектных и фактических технологических показателей разработки приведено в таблице 6.1.
Газоконденсатные залежи пермских отложений, пласты P2-I,II восточного купола опущенного блока. Анализ приведенного сопоставления показывает, что добыча газа и темп его отбора ниже проектных показателей. В связи со снижением дебита эксплуатационной скважины № 105 (вследствие работы залежи на истощение) проектом планировался ввод в эксплуатацию в 2008 году скважины № 11. При дебите «средней» скважины 133 – 135 тыс. м3/сут, обеспечивался суточный отбор 266 – 270 тыс. м3, а годовой – 49 – 58 млн м3. Одна скважина обеспечить такой отбор при заданных коэффициентах эксплуатации не в состоянии.
Таблица 6.1 - Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки
Показатель 
| Год | |||
| Газоконденсатные залежи пермских отложений, пласты P2-I,II восточного купола опущенного блока | ||||
| Добыча газа, млрд м3/год | 0,037 0,042 | 0,043-0,051 0,042 | 0,042-0,050 0,044 | 0,049-0,058 0,043 |
| Суммарная добыча газа, млрд м3 | 2,192 2,191 | 2,235-2,243 2,233 | 2,277-2,293 2,277 | 2,326-2,351 2,320 |
| Остаточные запасы газа, млрд м3 | 2,442 2,443 | 2,399-2,391 2,401 | 2,357-2,341 2,357 | 2,308-2,283 2,314 |
| Темп отбора газа от начальных балансовых запасов, % | 0,8 0,9 | 0,9-1,1 0,9 | 0,9-1,1 0,9 | 1,1-1,3 0,9 |
| Добыча конденсата, тыс. т/год | ||||
| стабильного | 1,59 1,12 | 1,86-2,22 1,30 | 1,81-2,16 1,53 | 2,10-2,46 1,47 |
| нестабильного | 1,99 1,40 | 2,33-2,77 1,62 | 2,26-2,70 1,91 | 2,62-3,08 1,66 |
| Конденсатогазовый фактор (стабильный конденсат), г/м3 | 43,64 29,53 | 43,27 34,18 | 42,90 35,94 | 42,52 34,14 |
| Фонд скважин на конец года, шт.: | ||||
| добывающих | 6 | 6 | 6 | 6 |
| в т.ч. действующих | 1 | 1 | 1 | 2 |
Продолжение таблицы 6.1
| Показатель
| Год | |||
| Средняя депрессия на добывающих скважинах, МПа | 8,94 8,34 | 8,78-8,95 11,28 | 8,63-8,82 9,66 | 8,82-9,03 8,40 |
| Средний дебит газа одной скважины, тыс. м3/сут | 200 | 234-236 | 230-231 | 133-135 |
| Давление на устье скважин, МПа | 7,95 7,89 | 7,93-7,95 7,52 | 7,85-7,95 7,72 | 8,75-9,01 7,66 |
| Давление на входе в УКПГ, МПа | 7,65 7,65 | 7,65 7,52 | 7,65 7,65 | 7,65 7,65 |
| Среднее пластовое давление по залежи, МПа | 22,38 22,40 | 22,12-22,10 22,30 | 21,86-21,79 20,14 | 21,59-21,47 21,40 |
| Коэффициент эксплуатации скважин | 0,50-0,60 0,52 | 0,50-0,60 0,55 | 0,50-0,60 0,60 | 0,50-0,60 0,64 |
Продолжение таблицы 6.1
| Показатель
| Год | |||
| Газоконденсатные залежи триасовых отложений, пласт Т1-IV восточного купола опущенного блока | ||||
| Добыча газа, млрд м3/год | 0,064 0,069 | 0,057-0,081 0,063 | 0,058-0,080 0,088 | 0,051-0,078 0,075 |
| Суммарная добыча газа, млрд м3 | 2,40 2,40 | 2,45-2,48 2,47 | 2,51-2,56 2,55 | 2,56-2,64 2,63 |
| Остаточные запасы газа, млрд м3 | 2,82 2,82 | 2,77-2,74 2,76 | 2,71-2,66 2,67 | 2,66-2,59 2,59 |
| Темп отбора газа от начальных балансовых запасов, % | 1,23 1,32 | 1,09-1,55 1,21 | 1,11-1,53 1,68 | 0,97-1,49 1,44 |
| Добыча конденсата, тыс. т/год | ||||
| стабильного | 0,92 0,90 | 0,83-1,18 0,95 | 0,84-1,16 1,14 | 0,73-1,13 1,10 |
| нестабильного | 1,15 1,12 | 1,03-1,48 1,18 | 1,05-1,45 1,42 | 0,92-1,41 1,19 |
| Конденсатогазовый фактор (стабильный конденсат), г/м3 | 14,54 15,35 | 14,53 17,76 | 14,52 15,31 | 14,51 15,01 |
| Фонд скважин на конец года, шт.: | ||||
| добывающих | 2 | 2 | 2 | 2 |
| в т.ч. действующих | 2 | 2 | 2 | 2 |
Продолжение таблицы 6.1
| Показатель
| Год | |||
| Средняя депрессия на добывающих скважинах, МПа | 1,77 1,62 | 1,77 1,66 | 1,77 1,50 | 1,77 2,1 |
| Средний дебит газа одной скважины, тыс. м3/сут | 189 | 187 | 184 | 181 |
| Давление на устье скважин, МПа | 8,83 7,84 | 8,63-8,57 7,82 | 8,43-8,29 7,83 | 8,25-8,01 7,87 |
| Давление на входе в УКПГ, МПа | 7,65 7,65 | 7,65 7,65 | 7,65 7,65 | 7,65 7,65 |
| Среднее пластовое давление по залежи, МПа | 13,77 13,77 | 13,51-13,43 13,26 | 13,25-13,06 12,88 | 13,01-12,71 12,09 |
| Коэффициент эксплуатации скважин | 0,50-0,60 0,55 | 0,50-0,60 0,55 | 0,50-0,60 0,60 | 0,50-0,60 0,64 |
В связи с тем, что на 01.01.2009 скважина № 11 в эксплуатацию введена не была, возникли отклонения от проекта по добыче газа, среднесуточному дебиту газа и добыче конденсата, устьевому давлению и коэффициенту эксплуатации.
Прогноз технологических показателей разработки при текущих условиях эксплуатации приведен в таблицах 4.7 – 4.12. В течение первой половины 2009 года ОАО «Якутгазпром» выполнил ремонт скважины № 11, осуществил дострел интервала залегания пласта P2-Iб (минус 3114 м – минус 3123 м) и начал освоение скважины.
По результатам освоения и отработки скважины будет принято решение о вводе ее в промышленную эксплуатацию.
В таблицах 6.2 и 6.3 приведен рассчитанный на ПДГТМ прогноз разработки Мастахского ГКМ на период 2009 – 2035 годы в случае, если дебит восстановленной скважины окажется слишком низким, и скважина в эксплуатацию вводиться не будет, а также при положительных результатах освоения скважины № 11.
Отклонение фактической добычи конденсата от проектной существует на протяжении всего периода авторского сопровождения. Добыча конденсата и конденсатогазовый фактор ниже проектных величин в течение всего анализируемого периода.
На рисунке 6.1 приведено сопоставление проектных и фактических показателей добычи конденсата по пермской залежи, а на рисунке 6.2 - по триасовой.
Если сравнить проектный [2] прогноз добычи стабильного конденсата из пермской залежи, фактическую его добычу и результаты промысловых исследований, то можно сделать вывод о том, что фактическая добыча и результаты промысловых исследований близки между собой, а проектный прогноз близок к результатам промысловых исследований, но завышен относительно фактической добычи. Все это, на наш взгляд, является следствием большого разброса величины КГФ, получаемой во время исследования скважины при изменении ее дебита, погрешностью в определении коэффициентов усадки в системе «сырой-нестабильный-стабильный» конденсат и системы учета по нестабильному конденсату.
Таблица 6.2 – Прогнозные показатели добычи газа и конденсата на Мастахском месторождении без ввода в эксплуатацию
скважины № 11
Таблица 6.3 – Прогнозные показатели добычи газа и конденсата на Мастахском месторождении после ввода в эксплуатацию
скважины № 11
Рисунок 6.1 – Сопоставление проектных и фактических показателей
добычи конденсата по пермской залежи
Рисунок 6.2 – Сопоставление проектных и фактических показателей
добычи конденсата по триасовой залежи
В таблице 6.4 приведено сравнение изменения КГФ при возрастании дебита газа при проведении газоконденсатных исследований.
Таблица 6.4 - Сравнение изменения КГФ при возрастании дебита газа при проведении
газоконденсатных исследований в скважине № 105
| Год проведения исследований | Дебит газа, тыс. м3/сут | КГФ, см3/м3 (по сырому конденсату) | Изменение КГФ, в % от максимального значения |
| 111,0 | - | ||
| 92,5 | |||
| 82,8 | |||
| 73,1 | |||
| 69,70 | |||
| 67,61 |
Из приведенных в таблице данных фактических замеров выхода сырого конденсата из сепаратора следует, что при возрастании дебита газа, выход сырого конденсата может уменьшиться до 40 %. В зимнее время в связи с возрастанием потребности в газе, дебит его в рассматриваемый период изменялся от 170 до 220 тыс. м3/сут (ежемесячные отчеты по добыче газа на Мастахском ГКМ).
Среднее пластовое давление определялось пересчетом из статического давления, замеренного на устье скважины. В 2005 и 2006 годах пластовое давление соответствовало расчетным проектным величинам. В 2007 и 2008 годах пластовое давление ниже расчетных проектных величин, что, очевидно, связано с погрешностями, возникающими при пересчете устьевого давления в пластовое.
На графике зависимости приведенного пластового давления от накопленного отбора газа (таблица 6.5 и рисунок 6.3) видно, что в период эксплуатации скважины № 105 с 1984 до 1993 год, когда годовые отборы газа лежали в диапазоне от 150 до
70 млн м3, произошло образование глубокой воронки депрессии. При снижении темпа отбора газа произошло выравнивание воронки, и дальнейшее снижение пластового давления происходит по линейной зависимости, характеризующей газовый режим работы залежи. То, что линия балансовых запасов расположена ниже условной линии газового режима, свидетельствует о том, что фактические запасы газа в пермских
Таблица 6.5 – Расчет зависимости приведенного пластового давления
от накопленного отбора газа по пермским залежам, пласты P2-I,II
| На конец | Пластовое | Коэффициент | Приведенное | Снижение | Накопленный | Запасы газа, млн м3 | |
| года раз- | давление, | сверхсжи- | пластовое | приведенного | отбор газа, | на единицу | общие |
| работки | МПа | маемости | давление P/Z, | пластового | млн м3 | падения | |
| Z | МПа | давления, МПа | давления | ||||
| Начальное | 42,77 | 1,089 | 39,27 | - | - | - | |
| 41,86 | 1,077 | 38,87 | 0,40 | 6,3 | |||
| 41,80 | 1,077 | 38,81 | 0,46 | 10,4 | |||
| 41,71 | 1,075 | 38,80 | 0,47 | 18,4 | |||
| 41,25 | 1,070 | 38,55 | 0,72 | 16,9 | |||
| 40,59 | 1,061 | 38,26 | 1,02 | 15,0 | |||
| 39,77 | 1,050 | 37,88 | 1,40 | 11,5 | |||
| 38,82 | 1,038 | 37,40 | 1,88 | 8,9 | |||
| 37,99 | 1,028 | 36,96 | 2,32 | 7,9 | |||
| 37,77 | 1,025 | 36,85 | 2,42 | 8,7 | |||
| 36,66 | 1,018 | 36,01 | 3,26 | 7,8 | |||
| 35,51 | 1,006 | 35,30 | 3,98 | 10,2 | |||
| 34,34 | 0,994 | 34,55 | 4,73 | 12,6 | |||
| 33,18 | 0,983 | 33,75 | 5,52 | 14,3 | |||
| 32,05 | 0,972 | 32,97 | 6,31 | 15,4 | |||
| 30,95 | 0,961 | 32,21 | 7,07 | 1 120 | 15,6 | ||
| 29,92 | 0,950 | 31,49 | 7,78 | 1 242 | 15,7 | ||
| 28,95 | 0,941 | 30,76 | 8,51 | 1 337 | 15,4 | ||
| 28,06 | 0,932 | 30,10 | 9,17 | 1 439 | 15,4 | ||
| 27,25 | 0,924 | 29,49 | 9,79 | 1 499 | 15,0 | ||
| 26,52 | 0,916 | 28,95 | 10,32 | 1 598 | 15,2 | ||
| 25,88 | 0,910 | 28,44 | 10,83 | 1 682 | 15,2 | ||
| 25,33 | 0,905 | 27,99 | 11,29 | 1 758 | 15,3 | ||
| 24,85 | 0,900 | 27,62 | 11,66 | 1 825 | 15,4 | ||
| 24,45 | 0,896 | 27,29 | 11,98 | 1 864 | 15,3 | ||
| 24,12 | 0,893 | 27,00 | 12,27 | 1 906 | 15,2 | ||
| 23,83 | 0,890 | 26,77 | 12,50 | 1 962 | 15,4 | ||
| 23,58 | 0,887 | 26,58 | 12,69 | 2 016 | 15,6 | ||
| 23,28 | 0,884 | 26,34 | 12,94 | 2 047 | 15,5 | ||
| 23,01 | 0,881 | 26,12 | 13,16 | 2 070 | 15,4 | ||
| 22,85 | 0,880 | 25,97 | 13,31 | 2 119 | 15,6 | ||
| 22,58 | 0,879 | 25,69 | 13,59 | 2 155 | 15,6 | ||
| 22,57 | 0,879 | 25,68 | 13,60 | 2 197 | 15,9 | ||
| 22,30 | 0,877 | 25,43 | 13,85 | 2 233 | 15,8 | ||
| 20,14 | 0,866 | 23,26 | 16,02 | 2 277 | 13,9 | ||
| 21,40 | 0,872 | 24,55 | 14,72 | 2 320 | 15,5 |
Рисунок 6.3 – График зависимости приведенного давления от накопленного отбора газа по пермским залежам P2-I,II Мастахского ГКМ
залежах могут быть выше подсчитанных объемным методом и поставленных на Государственный баланс.
Коэффициент эксплуатации скважины лежит в диапазоне проектных значений.
Газоконденсатные залежи триасовых отложений, пласт Т1-IV восточного купола опущенного блока. Анализ приведенного сопоставления показывает, что добыча газа и темп его отбора лежат в пределах проектных показателей. Превышение фактической добычи проектной величины в 2005 и 2007 годах находилось в пределах допустимых 10 % и не привело к превышению суммарной добычи газа над проектной величиной.
Добыча конденсата соответствует проектным показателям. Сопоставление проектных и фактических показателей добычи конденсата, проведенное на графике зависимости количества конденсата, выделившегося в сепараторе из пластового газа, от снижения пластового давления (см. рисунок 6.2), показало, что результаты исследования скважин в анализируемый период, значения КГФ, полученные по данным учета добычи конденсата (форма 6-ГР), и проектный прогноз добычи стабильного конденсата имеют хорошую сходимость.
Фонд скважин соответствует проектному.
Фактический дебит «средней» скважины получен делением годового отбора газа (включая потери) на количество отработанных за год скважинами часов. Полученный фактический дебит (160 тыс. м3/сут) за 2008 год ниже проектного, при этом средняя величина депрессии выше заложенной в проект на 0,33 МПа (19 %). Рабочий дебит скважин ниже рассчитанного по эмпирической формуле [6] минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя скважины [2, таблица Б.3]. Это может приводить к резкому возрастанию гидродинамического сопротивления в стволе скважины, накапливанию жидкости, снижению устьевого давления и дебита скважины.
Рабочее давление на устье ниже проектного на 5 %.
Среднее пластовое давление по залежи ниже проектной величины на 7 % и на 01.01.2009 составило 12,09 МПа. Анализ зависимости приведенного пластового давления от накопленного отбора газа (представленный в таблице 6.6 и на рисунке 6.4) показал, что залежь разрабатывается при газовом режиме. В период разработки триасовой залежи с 1982 по 2000 годы образовалась глубокая воронка депрессии, которая восстановилась только тогда, когда скважины были переведены на «сезонную»
Таблица 6.6 – Расчет зависимости приведенного пластового давления
от накопленного отбора газа по триасовой залежи пласт T1-IV
| На конец | Пластовое | Коэффициент | Приведенное | Снижение | Накопленный | Запасы газа, млн м3 | |
| года раз- | давление, | сверхсжи- | пластовое | приведенного | отбор газа, | на единицу | общие |
| работки | МПа | маемости | давление P/Z, | пластового | млн м3 | падения | |
| Z | МПа | давления, МПа | давления | ||||
| Начальное | 34,43 | 0,997 | 34,53 | - | - | - | |
| 28,27 | 0,937 | 30,17 | 4,36 | 1,3 | |||
| 26,70 | 0,922 | 28,96 | 5,57 | 3,7 | |||
| 25,44 | 0,910 | 27,96 | 6,58 | 5,8 | |||
| 24,81 | 0,904 | 27,44 | 7,09 | 7,5 | |||
| 23,55 | 0,891 | 26,43 | 8,10 | 7,9 | |||
| 22,30 | 0,881 | 25,31 | 9,22 | 8,2 | |||
| 21,67 | 0,878 | 24,68 | 9,85 | 8,6 | |||
| 21,04 | 0,875 | 24,05 | 10,49 | 9,0 | |||
| 20,41 | 0,872 | 23,41 | 11,13 | 1 030 | 9,1 | ||
| 19,93 | 0,870 | 22,91 | 11,63 | 1 116 | 9,4 | ||
| 19,51 | 0,869 | 22,45 | 12,08 | 1 182 | 9,6 | ||
| 19,15 | 0,868 | 22,06 | 12,47 | 1 293 | 10,2 | ||
| 18,66 | 0,867 | 21,52 | 13,01 | 1 448 | 10,9 | ||
| 18,24 | 0,866 | 21,06 | 13,47 | 1 555 | 11,3 | ||
| 17,74 | 0,865 | 20,51 | 14,02 | 1 697 | 11,9 | ||
| 17,17 | 0,865 | 19,85 | 14,68 | 1 770 | 11,8 | ||
| 16,52 | 0,865 | 19,10 | 15,44 | 1 875 | 11,9 | ||
| 15,82 | 0,866 | 18,27 | 16,27 | 1 983 | 12,0 | ||
| 15,53 | 0,866 | 17,93 | 16,60 | 2 091 | 12,4 | ||
| 15,37 | 0,866 | 17,75 | 16,79 | 2 149 | 12,6 | ||
| 15,05 | 0,867 | 17,36 | 17,17 | 2 185 | 12,5 | ||
| 14,57 | 0,868 | 16,79 | 17,75 | 2 264 | 12,5 | ||
| 14,11 | 0,869 | 16,24 | 18,30 | 2 335 | 12,5 | ||
| 13,84 | 0,870 | 15,91 | 18,63 | 2 403 | 12,7 | ||
| 13,26 | 0,872 | 15,21 | 19,33 | 2 467 | 12,5 | ||
| 12,88 | 0,872 | 14,77 | 19,76 | 2 554 | 12,7 | ||
| 12,09 | 0,872 | 13,86 | 20,67 | 2 629 | 12,5 |
Рисунок 6.4 – График зависимости приведенного пластового давления от накопленного отбора газа
по триасовой залежи, пласт T1-IV
эксплуатацию, и годовые отборы стали снижаться. При этом условная линия газового режима расположена ниже линии балансовых запасов. Это свидетельствует о том, что фактические запасы газа в триасовой залежи могут оказаться меньше, чем подсчитанные объемным методом и поставленные на Государственный баланс.
Коэффициент эксплуатации скважин соответствует проектному.
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 97 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Месторождения | | | Технологические потери при довыработке запасов УВ МГКМ |