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

Сопоставление технологических показателей разработки

Характеристики месторождения | Цифровые геологические модели | Обоснование объемных сеток и параметров модели | Фильтрационно-емкостных свойств | Исследований и эксплуатации скважин | Результаты проведения работ по воздействию на пласт | Анализ текущего состояния разработки месторождения | Цифровые фильтрационные модели | Характеристики фильтрационных (гидродинамических) моделей | Результаты фильтрационного моделирования |


Читайте также:
  1. III. Обоснование необходимости разработки Концепции развития детского общественного движения Республики Татарстана на 2014-2020 годы
  2. III.Система показателей и факторы определяющие уровень и динамику затрат предприятия
  3. АБСОЛЮТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИМЕННО ДИНАМИКИ НЕТ В ИНТЕРНЕТЕ!
  4. Актуальный пример разработки программы в случае моббинга
  5. Алгоритм вычисления показателей в динамической модели и экономический анализ полученных результатов
  6. АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ и экономический анализ полученных результатов
  7. Анализ основных показателей хозяйственно-экономической деятельности

 

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, см33 (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

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.017 сек.)