Рациональная система разработки вводимого в эксплуатацию месторождения на примере Бованенковоского нефтегазоконденсатного

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Введение

Полуостров Ямал является одним из важнейших стратегических нефтегазоносных регионов России. Промышленное освоение месторождений Ямала и прилегающих акваторий имеет принципиальное значение для обеспечения роста российской добычи газа после 2010 года.

В январе 2002 года Правление ОАО «Газпром» определило полуостров Ямал регионом стратегических интересов компании. Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуострове и прилегающем шельфе к 2030 году до 360 млрд куб. м в год. Выход на Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа.

На Ямале формируется новый крупный газодобывающий регион, который придет на смену традиционным месторождениям Надым-Пур-Тазовского региона. В ближайшие десятилетия во многом именно за счет ямальского газа будет удовлетворяться рост потребления в России и за рубежом[6].

На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 32 месторождения, суммарные запасы (А + В + С1 + С2) и ресурсы (С3) которых составляют 26,5 трлн куб. м газа, нефти и конденсата -- около 1,64 млрд т. Наиболее значительным по запасам газа (А + В + С1 + С2) месторождением Ямала является Бованенковское -- 4,9 трлн куб. м.

Цель курсового проекта обосновать рациональную систему разработки вводимого в эксплуатацию месторождения на примере Бованенковоского нефтегазоконденсатного.



1.Геолого-физическая часть

1.1 Общие сведения о Бованенковском месторождении

В административном отношении Бованенковское НГКМ расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в западной части полуострова Ямал (рис. 1.1)[5].

Бованенковское месторождение расположено в области сплошного развития вечной мерзлоты, мощностью до 200-250 м. Деятельный слой на заболоченных участках достигает 0.3-0.5 м и на песчаных - 1.0 м.

Для климатического режима рассматриваемого района характерны суровая продолжительная зима, крайне короткое прохладное лето и затяжные переходные сезоны - весна и осень, короткий безморозный период. Зима холодная и продолжительная (с ноября по март-апрель) снежный покров удерживается до 231 суток в год, сопровождается постоянными и часто сильными ветрами. Средний минимум температуры воздуха зимой 26.2 єС. В связи с близостью моря наиболее низкая температура наблюдается в феврале, доходящая иногда до минус 50 єС. Среднегодовая отрицательная температура составляет минус 10 - минус 11єС.

Годовое количество осадков составляет 300-350 мм и большая их часть выпадает летом (200-250 мм) в виде длительных и моросящих дождей, в августе-сентябре часто со снегом. Толщина снежного покрова наибольшая в марте - мае и достигает 20-40 см.

Основные населенные пункты расположены на берегу Обской губы (Сабетта в 160 км от месторождения, Сеяха - 160 км, Мыс Каменный - 260 км, Новый Порт - 320 км, Яр-Сале - 360 км). Базовые для освоения города Салехард и Лабытнанги, соответственно, с аэродромом и железнодорожной станцией находятся на 400 км южнее. В 100 км северо-западнее расположен вахтовый поселок Харасавэй.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений п-ва Ямал

Транспортная сеть слабо развита и ее дальнейшее развитие связано также с освоением месторождений. В организации внешних транспортных связей Бованенковского НГКМ, основное место отводится водному транспорту и строящейся железной дороге. Грузы поступают морским путем в порт Харасавэй и на причал разгрузки на р. Се-Яха. Основную часть грузов планируется доставлять железной дорогой до ст. Хралов и автозимником от ст. Хралов. Часть грузов (не более 10%), а так же вахты, доставляются авиационным транспортом.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

Геологический разрез Бованенковского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла, к которому принадлежат все выявленные залежи углеводородов, вскрыт на максимальную глубину 3300 - 3700 м[7].

Палеозойская группа.

Породы фундамента представлены аргиллитом черным, плотным, переслаивающимся с алевролитом, содержащим включения молочного кварца; сланцами от серых до черных, плотными, с характерными следами скольжения. В скважине № 114, вскрытой на глубине 3200 м, породы фундамента - предположительно базальт. Керн, отобранный в скважине № 97 с глубины 3179 м, также, предположительно, представлен базальтом черным трещиноватым. Трещины выполнены кальцитом.

Мезозойская группа.

Триасовая система.

Триасовый возраст коры выветривания предполагается по аналогии с другими районами Западно-Сибирской равнины. Скважины, вскрывшие домезозойский фундамент, прослеживают наличие коры выветривания мощностью 10-12 м, только в скважине № 97 она отсутствует. Породы представлены кварцем, отмечается каолин, гидрослюды, гидроокислы железа, сидерит, карбонат, лейкоксен.

Юрская система.

Нижний отдел.

На территории Бованенковского месторождения в нижнем отделе выделяются зимняя, левинская, джангодская, лайдинская свиты.

Зимняя свита вскрыта в сводовых скважинах южного купола структуры на от-метках 3167-3190 м, на северо-восточном крыле на глубине 3350 м. Отложения представлены прибрежно-морскими сероцветными песчаниками с прослоями глин и алевролитов с микрофауной. Толщина свиты 10 -12 м.

Левинская свита залегает на глубинах 3120-3134 м. Сложена мощной пачкой аргиллитов черных, слюдистых, плитчатых, толщиной 200 м.

Плинсбахский ярус - низы тоарского яруса.

Джангодская свита подразделяется на 3 пачки: две песчаные (верхняя и нижняя) и глинистая (средняя). Верхняя и нижняя песчаные пачки сложены проницаемыми породами перспективными в нефтегазоносном отношении (пласты Ю14-Ю13, Ю10-Ю12). Для отложений данной свиты характерно ограниченное рас-пространение по площади. Продуктивные пласты развиты в виде отдельных линз коллекторов. Толщина свиты до 278 м.

Лайдинская свита залегает на глубинах от 2767 м (в своде) до 2887 м (на северо-восточном крыле). Представлена двумя пачками: нижняя пачка сложена аргиллитами, верхняя - песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина свиты колеблется от 69 м до 82 м.

Средний отдел.

В среднеюрских отложениях выделяются вымская, леонтьевская, малышевская свиты. Для среднеюрских отложений (вверх по разрезу) характерно увеличение песчанистости, более широкое распространение по площади и более резкое изменение ФЕС коллекторов. Характер распространения коллектора - локальный, в виде отдельных линз. Размеры линз увеличиваются снизу вверх по разрезу, в верхнем из пластов наблюдается уже сплошное распространение коллекторов, зоны глинизации имеют подчиненное значение.

Ааленский ярус.

Вымская свита.

В разрезе свиты преобладают песчаники и алевролиты, аргиллиты имеют подчиненное значение. Песчаники часто имеют известковистый цемент. На плоскостях напластования отмечаются налеты углистого детрита и включений обугленной древесины (газоконденсатная залежь в пластах Ю6 - Ю8). Толщина свиты меняется от 95 до 102 м.

Леонтьевская свита вскрыта на глубинах 2537-2880 м, сложена аргиллитами. Толщина свиты 90-110 м.

Батский ярус.

Малышевская свита.

Отложения свиты представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин (с редкими пропластками угля и углистого детрита толщиной до 3 мм). В составе свиты выделяются две газоконденсатные залежи в пластах Ю2 - Ю3. Толщина варьирует от 52 до 68 м.

Верхняя юра.

Верхнеюрские отложения на Бованенковской площади представлены абалакской и баженовской свитами.

Абалакская свита представлена толщей слюдистых, черных, плитчатых аргил-литов толщиной 65-82 м.

Волжский ярус.

Баженовская свита.

Баженовская свита представлена аргиллитами. По электрокаротажу характеризуется более высокими значениями УЭС, что позволяет отнести её к региональным реперам.

Свита сложена аргиллитами светло- и темно-серыми до черных, плотными, твердыми. Толщиной 0-36 м.

Меловая система.

На Бованенковском месторождении не проводится четкой границы между нижним и верхним отделами меловой системы.

Нижний мел.

В состав нижнемелового отдела входят ахская (берриасс-валанжин-готеривский ярус), танопчинская (верхний готериваптский ярусы), яронгская (альбский ярус), марресалинская (верхний альбсеноманский ярус) свиты.

Берриас-валанжин-нижний готеривский ярусы представлены отложениями ахской свиты.

Ахская свита представлена двумя пачками: нижняя глинистая с редкими маломощными прослоями проницаемых пород (пласты БЯ7 и БЯ5) и верхняя пачка, состоящая из переслаивающихся песчаных и глинистых разностей (пласты БЯ2, БЯ3, БЯ4,). Породы этих пластов представлены, в основном, песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, слюдистыми и черными аргиллитами. Толщина сви-ты, в среднем, составляет 520 м.

Верхний готерив - аптский ярусы представлены отложениями танопчинской свиты.

Танопчинская свита сложена неравномерным переслаиванием проницаемых песчаников, алевролитов, глин и углей (пласты БЯ1, ТП18, ТП16-17). Все песчаники и алевролиты в различной степени подвержены вторичным изменениям. В разрезе характерно наличие прослоев темно-серых, практически черных, сильно углефицированных аргиллитов и углей толщиной от 0.5 до 5-7 м. Общая толщина отложений достигает 900 м.

Альбский ярус.

Яронгская свита представлена только нижней подсвитой, сложенной толщей морских глин, с прослоями сравнительно выдержанных по площади пластов песчаных пород. Общая толщина отложений яронгской свиты изменяется от 150 до 195 м.

Верхний альб-сеноманский ярусы.

Марресалинская свита подразделяется на две пачки. Нижняя пачка, более глинистая, представлена серыми алевролитами с прослоями темно-серых алевролитовых глин. Во всех породах много углефицированных растительных остатков. В нижней пачке свиты выделены продуктивные горизонты ПК9, ПК10, ХМ1 и ХМ2. Толщина пачки 300-500 м.

Верхняя пачка сложена песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми, в разной степени слюдистыми, с характерными горизонтальным и волнистым типами слоистости, обусловленными присутствием тонких прослоев глинистого материала. В верхней пачке свиты выделен продуктивный горизонт ПК1. Толщина пачки 50-120 м. Общая толщина свиты от 350 до 620 м.

Верхний мел.

Отложения верхнего мела прослеживаются в составе кузнецовской (туронский ярус), березовской (коньяк-сантон-кампанский ярус) и ганькинской (маастрих-датский ярус) свит.

Туронский ярус.

Кузнецовская свита сложена глиной темно-серой, почти черной, слабослюди-стой, известковистой, с линзами светло-серого алевролита. Толщина свиты 30-50 м.

Коньяк-сантон-кампанский ярус.

Березовская свита сложена серыми опоковидными глинами, алевритистыми, слюдистыми. Иногда глины переходят в алевролиты серые, крупнозернистые, глауконит-кварцевые. Толщина составляет 250 -350 м.

Маастрихт-датский ярус.

Ганькинская свита сложена зеленовато-серыми, монтмориллонитовыми глина-ми с примесью гидрослюды, зерен глауконита, чешуек мусковита. Толщина свиты 150 -180 м.

Палеогеновая система.

Палеоцен.

Тибейсалинская свита представлена темно-серыми и серыми глинами с много-численными мелкими линзовидными и линзовидно-гнездовидными включения-ми кварцевых и кварц-глауконитовых песчаников. Толщина отложений составляет 50-70 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Бованенковское НГКМ приурочено к структуре I-го порядка - Нурминскому мегавалу, протяженностью около 300 км, осложненному четырьмя структурами II-го порядка: Бованенковским, Арктическим, Харасавэйским и Крузенштерновским валами[10].

Бованенковский вал подразделяется на две структуры III-го порядка: Бованен-ковское и Северо-Бованенковское локальные поднятия.

Где - I эксплуатационный объект - сеноманская газовая залежь пластово-массивного типа; II эксплуатационный объект - залежи ПК9-10 (газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая), ХМ1-2 (газовая, пластовая, сводовая), ТП1-6 (газовая, пластово-массивная, ТП7-11 (газовая, пластовая, сводовая).

Рисунок 1.2 - Бованенковское месторождение. Продольный геологический разрез по линии скважин 73, 35, 56, 74, 100, 71, 61, 78, 77, 64

Бованенковский вал оконтуривается изогипсой -3750 м и имеет высоту 540 м по южному поднятию, 150 м - по северному. Размеры южного поднятия 32х33 км, северного - 25 х10 км.

По данным бурения и сейсморазведки установлены многочисленные тектонические нарушения по кровле фундамента и юрских отложений. Основной субширотный разлом отделяет северное поднятие от прогиба и южного поднятия.

Бованенковское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2850 м, высота осложняющих его поднятий в два раза меньше. Южное куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2650 м, имеет размеры 21х24 км и высоту 250 м, а северное субширотное поднятие оконтуривается изогипсой -2700 м, имеет размеры 26х8 км и высоту около 60 м.

1.4 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Запасы углеводородов сеноман-аптских отложений по Бованенковскому месторождению утверждены ГКЗ СССР в 1982 г на основе экспертизы материалов по подсчету, выполненному «ГлавТюменгеологи-ей». На государственном балансе РФ, в принятых к проектированию газовых залежах сеноманапта числятся запасы газа категории С1 в объеме 3636.3 млрд м3 и категории С2 в объеме 32.4 млрд м3, из которых утверждены по категории С1 - 3450.7 млрд м3 (99% к суммарным запасам) и по категории С2 - 32.4 млрд м3 (1% от суммарных запасов). Для проектирования разработки газовых залежей сеноманапта приняты запасы газа в объеме 3466.9 млрд м3 - запасы, утвержденные ГКЗ в 1982 г по категориям С1 + 0.5 С2. Сводная таблица подсчетов запаса газа и газоконденсата представлена в таблице 1.1.

Исходя из подсчитанных запасов газа и определенных по результатам газоконденсатных исследований потенциальных содержаний С5+В и углеводородов этан-бутановой группы, подсчитаны балансовые запасы конденсата и этанбутанов.

Ввиду невысокого конденсатосодержания и процента этанбутанов в пластовом газе запасы этих компонентов в оцениваемой части разреза Бованенковского месторождения невелики и составляют по категории С1: конденсата - 1.3 млн т, этан-бутанов - 77.2 млн т.

1.5 Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

Сеноман.

Газы сеноманской залежи относятся к «сухим» метановым газам. Содержание этого основного компонента достигает 99.044 %. Для тяжелых углеводородов характерно низкое содержание - 0.047 %. Концентрация азота и углекислого газа составляет, соответственно 0.846 и 0.063 % моль. Относительная плотность газа составляет 0.560. Среднекритические параметры газа равны Тср.кр.=191.8 К, Рср.кр=45.8 ата.

Залежь ПК9-10.

Газ по составу метановый (СН4 - 98.398 %), потенциальное содержание С5+в составляет 0.16 г/м3. Состав пластового газа приводится в приложении 1. По сравнению с газами сеномана в пластовом газе залежи ПК9-10 увеличилась доля газообразных гомологов метана и в небольшом количестве появились жидкие углеводороды С5+в.

Конденсат имеет высокую плотность - 826.2 кг/м3 и молекулярную массу - 156. Значения показателя преломления - 1.453. Вязкость кинематическая при 20 єС составляет 2.474 м2/с.10-6, при 0 єС - 3.72 м2/с.10-6. Конденсат малосернистый (0.016 % масс.). Содержание твердых парафинов низкое (0.06 % масс.), что, в общем, и определило низкую температуру застывания (ниже -60 єС) и помутнения (-31 єС)[6].

Фракционный состав конденсата показал, что температура начала кипения довольно высокая - 130 є С, 50 % конденсата выкипает при температуре 209 єС, 90 % - при 252 єС. Температура конца кипения составляет 281 єС. Остаток - 0.5 % об., потери - 0.5 % об..

Залежь ХМ1-2.

Пластовый газ залежи на 97.677 % состоит из метана. Содержание промежуточных углеводородных газов С2-С4 равно 1.912 % мол, жидких углеводородов С5Н12+В составляет 0.064 % мол.

Для конденсата залежи ХМ1-2 свойственна довольно высокая плотность (794.6 кг/м3) и молекулярная масса (130), это обусловлено нафтеновым характером конденсата для данных глубин залегания. Начало кипения конденсата - 104 єС, 50 % отгона происходит при температуре 162 єС и заканчивается процесс кипения при 281 єС. Температура застывания ниже -60 єС, так как в конденсате отсутствуют твердые парафины. Содержание общей серы мало (0.03 % масс).

Залежь ТП1-6.

Пластовый газ относится к метановым. Содержание СН4 составляет 95.365 % мол, С2Н6 - 3.025 %, С3Н8 - 0.042 %, i С4Н10 - 0.028 %, n С4Н10 - 0.01 %, С5Н12+в -0.037 %. Диоксид углерода и азот составляют, соответственно, 0.34 и 0.153 % мол.

Конденсат имеет плотность 802.2 кг/м3, молекулярную массу - 150. Показатель преломления составил 1.4531. По содержанию серы (0.058 % масс) конденсат относится к малосернистым, парафины отсутствуют или находятся в виде следов.

Фракционный состав конденсата показал, что температура начала кипения составляет 123 єС, при температуре 209 єС происходит выкипание 50 % об., а при 249 єС - 90 % об. Конец кипения - при температуре 273 єС.

Физико-химические свойства и фракционный состав конденсата представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика конденсата залежей

	Залежь	ПК10	ХМ1-2	ТП1-6
Фракционный состав:
Начало кипения, ° С		130	104	123
10 % об. перегоняется при t, ° С	174	116	167
20%		185	127	182
30%		194	137	193
40%		202	148	201
50%		209	162	209
60%		213	179	217
70%		227	201	226
80%		239	226	236
90%		252	253	249
96%		267	271
Конец кипения,° С		281	281	273
Отогнано, % об.		99	98.7	98.6
Остаток, % об.		0.5	0.3	0.9
Потери, % об.		0.5	1	0.6
Молекулярная масса		156	130	150
Плотность р420, кг/м3		826.2	794.6	802.2
Показатель преломления nД20	1.453	1.4381	1.4531
Вязкость кинематическая м2/с10-6
при:	20° С	2.474	1.55
	10° С	2.343	-
	0° С	3.726	2.19
Содержание общей серы, % масс	0.016	0.03	0.058
Содержание твердых парафинов	0.06	Отс.
Температура, ° С:
- вспышки в закрытом тигле	53
- помутнения		-31
- застывания		ниже -60	Ниже - 60
Кислотность, мг КОН/100 мл	4.284
Смолы фактические, мл/100 мл топлива	8



2.Технологическая часть

2.1 Характеристика проекта разработки

2.1.1 Выделение эксплуатационных объектов

Состав газов, принятых к проектированию сеноман-аптских залежей, преимущественно, метановый. Содержание конденсата в газе сеноман-аптского комплекса не превышает 1.4 г/м3 и лишь при опробовании залежи ХМ1-2 один раз содержание конденсата достигало 6,5 г/м3[1].

Все залежи достаточно хорошо совпадают в структурном плане. В связи с этим, а также исходя из местоположения газоводяных контактов, глубин залегания и термобарических условий, выделено два самостоятельных объекта разработки (эксплуатационных объектов, рис. 1.2).

2.2 Стадии разработки месторождения

2.2.1 Выбор расчетного варианта разработки Бованенковского НГКМ

В период разработки проектов были приняты на рассмотрение следующие уровни годовых отборов газа из сеноман-аптских газовых залежей Бованенковского НГКМ: 1) 115 млрд.м3 - позволит загрузить четыре нитки МГ (вариант 1); 2) 145 млрд.м3 - позволит загрузить пять ниток МГ (вариант 2); 3) 90 млрд.м3 - позволит загрузить три нитки МГ (вариант 3)[1];

Во всех вариантах период нарастающей добычи составляет 5-6 лет, средний дебит по базовой залежи ТП1-6, как и в предыдущих проектных решениях, составил 750 тыс. м3/сут., все залежи предполагается эксплуатировать системой наклонно-направленных скважин, диаметр НКТ 114 мм (для залежей сеномана и ТП1-6 рассмотрено использование НКТ 114 и 127 мм), резерв скважин - 15%, коэффициент эксплуатации - 0,95.

Первый вариант - близок к варианту, рассмотренному в проектных решениях 1992-1993 гг., для залежи ТП7-11 рассмотрено использование субгоризонтальных скважин.

Во втором варианте достижение уровня годовых отборов газа в объеме 145 млрд.м3 достигается за счет ввода в разработку сеноманской залежи на 7-й год разработки, что предусматривает две системы сбора газа.

В третьем варианте уровень годовых отборов газа в объеме 90 млрд.м3 позволит увеличить период постоянных отборов газа и перенести срок ввода в разработку сеноманской залежи на 19-20 год разработки.

Таким образом, во всех вариантах газовые залежи предполагается эксплуатировать системой наклонно-направленных скважин, что способствует расформированию депрессионных воронок.

2.2.2 Краткая характеристика вариантов разработки месторождения

Варианты отличаются уровнем годовых отборов на «полке»: -115 млрд.м3 (вариант I); -145 млрд.м3 (вариант II); -90 млрд.м3 (вариант III).

Ниже в таблице 2.3 дана характеристика вариантов по уровням годовых отборов из базовой залежи ТП1-6 и сеномана.

Таблица 2.3 - Бованенковское НГКМ. Залежи сеноман и ТП1-6. Характеристика вариантов по уровням годовых отборов

№ п/п	Залежь (горизонт)	Запасы газа	Годовые отборы 115, 145, 90 млрд.м3
		всего, млрд.м3	% от общих	Варианты I и II	Вариант III
				Отбор на «полке»	% от запасов	Отбор на «полке»	% от запасов
1	сеноман	870,8	25,1	30	3,4	31	3,5
2	ТП1-6	2031,4	58,6	86	4,2	71	3,5

Из таблицы видно, что темп отбора из основных залежей составляет 3,4-4,2%. В остальных залежах допускается увеличение темпа отбора на несколько лет для компенсации дефицита добычи газа до уровня добычи на «полке».

Во всех вариантах период нарастающей добычи составляет 5-6 лет. Вначале вводятся в разработку высоконапорные залежи II объекта - базовая залежь ТП1-6 и ТП7-11. Затем - ХМ1-2 и ПК9-10. При этом дебиты по этим горизонтам (в динамике) рассчитываются с учетом того, чтобы устьевые давления во временном шаге были равны или отличались на небольшую величину. Этим достигается то, что скважины в кустах, пробуренные на разные горизонты, могут быть объединены единой системой шлейфов. По мере снижения давления вводится в эксплуатацию низконапорная сеноманская залежь в 12-ом и 19-ом году разработки соответственно в первом и третьем вариантах, что позволяет использовать однонапорную внутрипромысловую систему сбора газа. Во втором варианте низконапорная сеноманская залежь вводится в эксплуатацию на 7-ом году разработки - в этом случае необходима двухнапорная внутрипромысловая система сбора газа.

Вариант I характеризуется :

скважины по всем объектам наклонно-направленные, на ТП7-11 рассмотрен вариант использования субгоризонтальных скважин;

для залежей сеномана и ТП1-6 рассмотрено использование НКТ 114 и 127 мм, на все остальные объекты диаметр НКТ 114 мм;

средние дебиты при полном разбуривании составляют по ТП1-6 - 750 тыс.м3/сут.; ТП7-11 - 460 тыс.м3/сут.; ХМ1-2 - 518 тыс.м3/сут.; ПК9-10 - 498 тыс.м3/сут.; сеноман - 607 тыс.м3/сут.;

количество эксплуатационных скважин - 743 ед., в том числе по ТП1-6 - 380 ед.; ТП7-11 - 34 ед.; ХМ1-2 - 146 ед.; ПК9-10 - 10 ед.; сеноман - 173 ед.;

суммарная установленная мощность ДКС :

на базе ГПА-16 - 1024 МВт

на базе ГПА-25 - 1110 МВт

период нарастающей добычи газа - 6 лет;

период постоянной добычи газа - 11 лет;

сеноманская залежь вводится в разработку на 12-й год;

однонапорная внутрипромысловая система сбора газа.

Вариант II по динамике добыче газа из II эксплуатационного объекта аналогичен варианту I. Следовательно, технологические показатели разработки по залежам ТП1-6, ТП7-11, ХМ1-2, ПК9-10 совпадают. Все различия первого и второго вариантов приходятся на сеноманскую газовую залежь, которая характеризуется:

средний дебит при полном разбуривании 575 тыс.м3/сут;

диаметр НКТ 114мм;

количество эксплуатационных скважин - 173 ед.,

сеноманская залежь вводится в разработку на 7-й год на максимальную добычу 30 млрд. м3/год;

Вариант II характеризуется:

количество эксплуатационных скважин - 743 ед., в том числе по:

ТП1-6 - 380 ед.; ТП7-11 - 34 ед.; ХМ1-2 - 146 ед.; ПК9-10 - 10 ед.; сеноман - 173 ед.;

суммарная установленная мощность ДКС на базе ГПА-16 :

по сеноману - 544 МВт

по апту - 768 МВт

период нарастающей добычи газа - 6 лет;

период постоянной добычи газа - 8 лет;

сеноманская залежь вводится в разработку на 7-ой год;

двухнапорная внутрипромысловая система сбора газа.

Вариант III отличается от предыдущих вариантов динамикой добычи газа и характеризуется:

для залежи ТП1-6 рассмотрено использование НКТ 114 и 127 мм, на все остальные объекты диаметр НКТ 114 мм,;

средний дебиты при полном разбуривании составляют по ТП1-6 - 750 тыс.м3/сут.; ТП7-11 - 448 тыс.м3/сут.; ХМ1-2 - 540 тыс.м3/сут.; сеноману - 575 тыс.м3/сут.;

количество эксплуатационных скважин - 636 ед., в том числе по

ТП1-6 - 313 ед.; ТП7-11 - 32 ед.; ХМ1-2 - 106 ед.; ПК9-10 - 6 ед.; сеноман - 179 ед.;

суммарная мощность ДКС на базе ГПА-16 - 1280 МВт

период нарастающей добычи газа - 5 лет;

период постоянной добычи газа - 24 года;

сеноманская залежь вводится в разработку на 19-й год;

однонапорная внутрипромысловая система сбора газа.

Для практического внедрения рекомендуется вариант I с уровнем годовых отборов на «полке» 115 млрд.м3.

Уменьшение годового отбора из сеноман-аптских газовых залежей приведет к форсированному вводу в разработку Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Увеличение - к форсированному вводу в разработку Харасавэйского, Крузенштерновского, Северо- и Южно-Тамбейского месторождений после начала падающей добычи.

2.3 Технологические показатели разработки рекомендуемого варианта БГКМ

В таблицах 2.4 - 2.6 приведем основные технологические показатели разработки Бованенковского месторождения согласно ранее принятому варианту разработки[2].

Таблица 2.4 - Динамика добычи газа по залежам

Годы	Добыча газа, млрд.м3/год
	Залежь	Всего по сеноман-апту
	ТП 1-6	ТП 7-11	ХМ 1-2	ПК9-10	ПК 1	годовая	Суммарная	% отбора
	УКПГ-1	УКПГ-2	УКПГ-3	Всего	УКПГ-1	УКПГ-2	Всего	УКПГ-1	УКПГ-2	УКПГ-3	Всего		УКПГ-1	УКПГ-2	УКПГ-3	Всего
1		12,0		12,0		3,0	3,0										15,0	15,0	0,4
2		26,0		26,0		4,0	4,0										30,0	45,0	1,3
3	1,9	39,1		41,0		4,0	4,0										45,0	90,0	2,6
4	16,9	39,1		56,0	0,1	3,9	4,0										60,0	150,0	4,3
5	18	39,1	13,9	71,0	0,1	3,9	4,0										75,0	225,0	6,5
6	20,7	39,1	25,5	85,3	0,8	3,9	4,7										90,0	315,0	9,1
7	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,6	10	10,7	24,3						115,0	430,0	12,4
8	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,6	10	10,7	24,3						115,0	545,0	15,7
9	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,4	9,4	10	22,8	1,5					115,0	660,0	19,0
10	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,4	9,4	10	22,8	1,5					115,0	775,0	22,4
11	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,4	9,4	10	22,8	1,5					115,0	890,0	25,7
12	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,3	8,9	9,6	21,8	1,5		1,0		1	115,0	1005,0	29,0
13	20,7	39,1	26,2	86,0	0,8	3,9	4,7	3,2	8,7	9,3	21,2	1,5		1,6		1,6	115,0	1120,0	32,3
14	20,6	39,1	26,1	85,8	0,8	3,9	4,7	3,1	8,5	9,1	20,7	1,5		2,3		2,3	115,0	1235,0	35,6
15	17,4	38,7	24,1	80,2	0,8	3,9	4,7	2,8	7,5	8,1	18,4	1,5	0,8	6,4	3,0	10,2	115,0	1350,0	38,9
16	14,7	37,8	22,2	74,7	0,6	3,4	4,0	2,5	6,7	7,2	16,4	1,4	4,3	8,7	5,5	18,5	115,0	1465,0	42,3
17	12,8	35,9	20,9	69,6	0,6	2,9	3,5	2,3	6,0	6,4	14,7	1,3	4,7	11,9	9,3	25,9	115,0	1580,0	45,6
18	11,4	34,0	19,1	64,5	0,6	2,6	3,2	2,0	5,4	5,9	13,3	1,2	4,6	14,8	10,6	30,0	112,2	1692,2	48,8
19	10,2	32,0	17,5	59,7	0,5	2,4	2,9	1,8	5,0	5,4	12,2	1,1	4,6	14,7	10,7	30,0	105,9	1798,1	51,9
20	9,2	30,0	16,2	55,5	0,5	2,1	2,6	1,7	4,5	4,9	11,1	1,0	4,6	14,6	10,8	30,0	100,1	1898,2	54,8
21	8,4	28,1	15,0	51,5	0,4	2,0	2,4	1,5	4,1	4,6	10,2	0,9	4,5	14,5	11,0	30,0	95,0	1993,2	57,5
22	7,8	26,1	13,8	47,6	0,3	1,7	2,0	1,4	3,8	4,2	9,4	0,8	4,5	14,5	11,0	30,0	89,9	2083,1	60,1
23	7,1	24,3	12,6	44,0	0,3	1,5	1,8	1,3	3,4	4,0	8,7	0,7	4,4	14,4	11,2	30,0	85,2	2168,3	62,5
24	6,4	22,5	11,5	40,4	0,3	1,3	1,6	1,1	3,1	3,8	8,0	0,6	4,3	14,3	11,4	30,0	80,6	2248,9	64,9
25	5,8	21,0	10,7	37,5	0,2	1,2	1,4	1,0	2,6	3,6	7,2	0,5	4,2	14,2	11,4	29,8	76,6	2325,5	67,1
26	5,5	19,5	9,9	34,9	0,2	1,1	1,3	0,8	2,2	3,4	6,4	0,4	4,1	13,9	11,3	29,3	73,0	2398,5	69,2
27	5,3	18,3	9,1	32,7	0,2	1,0	1,2	0,7	1,9	3,2	5,8	0,3	4,0	13,5	11,1	28,6	70,0	2468,5	71,2
28	5,0	17,1	8,4	30,5	0,1	1,0	1,1	0,6	1,6	3,0	5,2	0,2	3,9	12,2	10,7	27,7	66,1	2534,6	73,1
29	4,8	16,1	7,6	28,5	0,1	0,9	1,0	0,6	1,5	2,8	4,9	0,1	3,8	11,5	10,4	27,0	63,2	2597,8	74,9
30	4,5	15,1	6,9	26,5	0,1	0,8	0,9	0,5	1,3	2,5	4,3	0,1	3,7	10,1	10,0	26,0	59,6	2657,4	76,7

Таблица 25 - Динамика добычи газа по УКПГ

Го-ды	УКПГ-1	УКПГ-2	УКПГ-3	Всего по сеноман-апту, млрд.м3/год
	Добыча газа, млрд.м3/год	Руст кгс/см2	Рвх УКПГ	Добыча газа, млрд.м3/год	Руст кгс/см2	Рвх УКПГ	Добыча газа, млрд.м3/год	Руст кгс/см2	Рвх УКПГ
	ТП 1-6	ТП 7-11	ХМ 1-2	ПК 1	Всего			ТП 1-6	ТП 7-11	ХМ 1-2	ПК 9-10	ПК 1	Всего			ТП 1-6	ХМ 1-2	ПК 1	Всего
1								12	3.0				15,0	127,2	126,4							15,0
2								26	4.0				30,0	121,1	119,5							30,0
3	1,9				1,9	123,4	121,9	39,1	4.0				43,1	118,2	115,8							45,0
4	16,9	0,1			17	114,2	111,0	39,1	3,9				43,0	113,9	111,8							60,0
5	18,0	0,1			18,1	109,8	107,4	39,1	3,9				43,0	109,3	107,4	13,9			13,9	111,5	110,1	75,0
6	20,7	0,8			21,5	104,0	101,2	39,1	3,9				43,0	104,0	101,7	25,5			25,5	106,5	104,3	90,0
7	20,7	0,8	3,6		25,1	98,6	95,7	39,1	3,9	10,0			53,0	98,5	95,2	26,2	10,7		36,9	100,4	97,9	115,0
8	20,7	0,8	3,6		25,1	93,2	90,1	39,1	3,9	10,0			53,0	93,0	89,4	26,2	10,7		36,9	94,4	91,9	115,0
9	20,7	0,8	3,4		24,9	87,7	84,5	39,1	3,9	9,4	1,5		53,9	87,8	85,2	26,2	10,0		36,2	88,6	86,0	115,0
10	20,7	0,8	3,4		24,9	81,9	78,6	39,1	3,9	9,4	1,5		53,9	82,1	79,4	26,2	10,0		36,2	82,6	80,1	115,0
11	20,7	0,8	3,4		24,9	75,8	72,5	39,1	3,9	9,4	1,5		53,9	76,4	73,1	26,2	10,0		36,2	76,7	74,2	115,0
12	20,7	0,8	3,3		24,8	69,7	66,1	39,1	3,9	8,9	1,5	1,0	54,4	70,5	67,0	26,2	9,6		35,8	70,4	68,1	115,0
13	20,7	0,8	3,2		24,7	63,4	59,7	39,1	3,9	8,7	1,5	1,6	54,8	64,2	60,4	26,2	9,3		35,5	64,1	61,6	115,0
14	20,6	0,8	3,1		24,5	58,2	55,1	39,1	3,9	8,5	1,5	2,3	58,0	57,3	53,2	26,1	9,1		35,2	58,0	55,1	115,0
15	17,4	0,8	2,8	0.8	21,8	55,5	50,5	38,7	3,9	7,5	1,5	6,4	58,0	51,8	46,3	24,1	8,1	3,0	35,2	52,5	49,1	115,0
16	14,7	0,6	2,5	4.3	22.1	53,1	47,7	37,8	3,4	6,7	1,4	8,7	58,0	47,1	43,1	22,2	7,2	5,5	34,9	48,2	45,1	115,0
17	12,8	0,6	2,3	4,7	20,4	50,8	44,9	35,9	2,9	6,0	1,3	11,9	58,0	43,4	39,0	20,9	6,4	9,3	36,6	44,2	41,3	115,0
18	11,4	0,6	2,0	4,6	18,6	47,5	41,3	34,0	2,6	5,4	1,2	14,8	58,0	40,2	35,2	19,1	5,9	10,6	35,6	41,6	38,0	112,2
19	10,2	0,5	1,8	4,6	17,1	44,5	39,4	32,0	2,4	5,0	1,1	14,7	55,2	37,4	32,5	17,5	5,4	10,7	33,6	38,8	34,9	105,9
20	9,2	0,5	1,7	4,6	16,0	41,5	36,5	30,0	2,1	4,5	1,0	14,6	52,2	35,1	30,6	16,2	4,9	10,8	31,9	36,7	33,3	100,1
21	8,4	0,4	1,5	4,5	14,8	39,0	35,0	28,1	2,0	4,1	0,9	14,5	49,6	32,8	28,1	15,0	4,6	11,0	30,6	33,6	28,8	95,0
22	7,8	0,3	1,4	4,5	14,0	36,3	32,4	26,1	1,7	3,8	0,8	14,5	46,9	31,0	26,3	13,8	4,2	11,0	29,0	31,0	27,0	89,9
23	7,1	0,3	1,3	4,4	13,1	33,9	30,1	24,3	1,5	3,4	0,7	14,4	44,3	29,6	25,1	12,6	4,0	11,2	27,8	29,3	25,2	85,2
24	6,4	0,3	1,1	4,3	12,1	31,8	28,1	22,5	1,3	3,1	0,6	14,3	41,8	28,3	24,2	11,5	3,8	11,4	26,7	27,6	24,0	80,6
25	5,8	0,2	1,0	4,2	11,2	29,9	26,1	21,0	1,2	2,6	0,5	14,2	39,5	27,0	23,5	10,7	3,6	11,4	25,7	25,5	21,8	76,6
26	5,5	0,2	0,8	4,1	10,6	27,9	24,3	19,5	1,1	2,2	0,4	13,9	37,1	25,8	22,5	9,9	3,4	11,3	24,6	24,2	20,2	73,0
27	5,3	0,2	0,7	4,0	10,2	26,1	23,2	18,3	1,0	1,9	0,3	13,5	35,0	24,8	21,8	9,1	3,2	11,1	23,4	23,3	19,5	70,0
28	5,0	0,1	0,6	3,9	9,6	24,4	21,7	17,1	1,0	1,6	0,2	12,2	32,1	23,8	20,6	8,4	3,0	10,7	22,1	22,2	18,5	66,1
29	4,8	0,1	0,6	3,8	9,3	23,1	20,9	16,1	0,9	1,5	0,1	11,5	30,1	23,0	20,0	7,6	2,8	10,4	20,8	21,1	17,7	63,2
30	4,5	0,1	0,5	3,7	8,8	21,9	20,1	15,1	0,8	1,3	0,1	10,1	27,4	22,0	19,0	6,9	2,5	10,0	19,4	20,0	16,9	59,6

Таблица 2.6 - Сводная таблица показателей разработки БГКМ по годам

Годы	Добыча газа, млрд.м3/год	Фонд скважин	Средний дебит скважин тыс.м3/сут
	Залежи	всего по сеноман-апту	сумм.с начала разработки	% отбора с начала разработки	Залежи	Всего	Залежи
	ТП1-6	ТП7-11	ХМ1-2	ПК9-10	ПК1				ТП1-6	ТП7-11	ХМ1-2	ПК9-10	ПК1		ТП1-6	ТП7-11	ХМ1-2	ПК9-10	ПК1
1	12,0	3,0				15,0	15,0	0,4	44	20				64	865	513
2	26,0	4,0				30,0	45,0	1,3	108	26				134	798	513
3	41,0	4,0				45,0	90,0	2,6	167	28				195	814	480
4	56,0	4,0				60,0	150,0	4,3	240	29				269	774	460
5	71,0	4,0				75,0	225,0	6,5	314	30				343	750	460
6	85,3	4,7				90,0	315,0	9,1	377	34				411	750	460
7	86,0	4,7	24,3			115,0	430,0	12,4	380	34	146			560	750	460	552
8	86,0	4,7	24,3			115,0	545,0	15,7	380	34	146			560	750	460	552
9	86,0	4,7	22,8	1,5		115,0	660,0	19,0	380	34	146	10		570	750	460	518	498
10	86,0	4,7	22,8	1,5		115,0	775,0	22,4	380	34	146	10		570	750	460	518	498
11	86,0	4,7	22,8	1,5		115,0	890,0	25,7	380	34	146	10		570	750	460	518	498
12	86,0	4,7	21,8	1,5	1,0	115,0	1005,0	29,0	380	34	146	10	11	581	750	460	495	498	302
13	86,0	4,7	21,2	1,5	1,6	115,0	1120,0	32,3	380	34	146	10	13	583	750	460	482	498	408
14	85,8	4,7	20,7	1,5	2,3	115,0	1235,0	35,6	380	34	146	10	13	583	749	460	470	498	587
15	80,2	4,7	18,4	1,5	10,2	115,0	1350,0	38,9	380	34	146	10	49	616	700	435	418	498	735
16	74,7	4,0	16,4	1,4	18,5	115,0	1465,0	42,3	380	34	146	10	95	662	652	375	373	460	667
17	69,6	3,5	14,7	1,3	25,9	115,0	1580,0	45,6	380	34	146	10	139	709	608	340	334	432	618
18	64,5	3,2	13,3	1,2	30,0	112,2	1692,2	48,8	380	34	146	10	164	734	563	310	302	398	607
19	59,7	2,9	12,2	1,1	30,0	105,9	1798,1	51,9	380	34	146	10	165	735	521	275	277	364	603
20	55,5	2,6	11,1	1,0	30,0	100,1	1898,2	54,8	380	34	146	10	167	737	484	250	252	332	596
21	51,5	2,4	10,2	0,9	30,0	95,0	1993,2	57,5	380	34	146	10	169	739	450	230	232	299	589
22	47,6	2,0	9,4	0,8	30,0	89,9	2083,1	60,1	380	34	146	10	170	740	415	195	214	265	585
23	44,0	1,8	8,7	0,7	30,0	85,2	2168,3	62,5	380	32	146	10	171	739	384	181	198	232	582
24	40,4	1,6	8,0	0,6	30,0	80,6	2248,9	64,9	380	31	146	10	172	739	353	161	182	199	579
25	37,5	1,4	7,2	0,5	29,8	76,6	2325,5	67,1	380	30	146	10	173	739	327	155	164	166	571
26	34,9	1,3	6,4	0,4	29,3	73,0	2398,5	69,2	372	29	146	9	173	730	311	146	145	142	562
27	32,7	1,2	5,8	0,3	28,6	70,0	2468,5	71,2	364	29	146	9	173	722	298	136	132	111	548
28	30,5	1,1	5,2	0,2	26,8	66,1	2534,6	73,1	357	28	146	8	173	714	283	129	118	83	531
29	28,5	1,0	4,9	0,1	25,7	63,2	2597,8	74,9	350	28	146	8	173	707	270	115	111	42	518
30	26,5	0,9	4,3	0,1	23,8	59,6	2657,4	76,7	343	28	146	8	173	700	256	105	98	42	498

3.Специальная часть

3.1 Реализация рекомендуемого варианта разработки

Рекомендуемый вариант разработки с позиции его реализации заключается в следующем[1]:

Годовой отбор 115 млрд.м3 согласован с Генеральной схемой освоения полуострова Ямал.

В сеноманаптских отложениях выделено два эксплуатационных объекта:

- I эксплуатационный объект - сеноманская газовая залежь.

- II эксплуатационный объект - залежи ПК9-10, ХМ1-2, ТП 1-6 (базовая), ТП7-11.

Каждый из двух выделенных объектов разработки дренируется самостоятельной сеткой скважин, в т.ч. залежи ПК9-10, ХМ1-2,ТП 1-6, ТП7-11 второго эксплуатационного объекта.

Схема расположения скважин по площади месторождения - кустовая. Совпадение газовых залежей объектов и месторождения в целом в структурном плане позволяет сводить в один куст устья скважин, эксплуатирующих различные объекты, на одной кустовой площадке могут размещаться устья скважин, эксплуатирующие различные объекты (до 20 скважин в кусте).

Разработка месторождения начинается с эксплуатации аптских пластов (базовой залежи ТП1-6), имеющих высокое начальное пластовое давление, низконапорная сеноманская залежь подключается в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих залежи апта, снизится до начального устьевого давления ее скважин, для компенсации падающей добычи газа из аптских отложений.

Разбуривание и эксплуатация месторождения должны осуществляться начиная с купольной части месторождения (УКПГ-2) с постепенным подключением скважин, расположенных на периферии (УКПГ-2,3).

На все залежи предусмотрено бурение наклонно-направленных скважин, из 6-7 добывающих скважин ТП 1-6, расположенных на одной кустовой площадке, возможно бурение 1-2 вертикальных скважин.

Всего необходимо пробурить 743 эксплуатационных скважин, в том числе: 1) ТП1-6 - 380 ед.; 2) ТП7-11 - 34 ед.; 3) ХМ1-2 - 146 ед.; 4) ПК9-10 - 10 ед.; 5) сеноман - 173 ед.;

Для размещения указанного выше эксплуатационного фонда необходимо отсыпать 56 кустовых площадок, обеспечивающих расположение от 7 до 21 скважин в кусте с расстоянием между устьями 20 м.

Схема вскрытия продуктивного разреза автономна по каждому эксплуатационному объекту:

-залежи сеномана, ПК9-10, ТП1-6, ТП7-11 вскрываются выше ГВК на 15-20 м. дифференцировано по разрезу пропорционально запасам, заключенным в залежи.

- залежь ХМI-2 в пределах «сухого» поля вскрывается по всей эффективной толщине.

Для осуществления сбора добываемой продукции необходимо строительство однонапорной лучевой системы сбора (характеристика системы сбора будет приведена ниже, в разделе 8 ).

16) Для промысловой подготовки газа необходимо строительство трех установок комплексной подготовки газа к дальнему транспорту производительностью УКПГ-1,2,3 соответственно 25, 55, 35 млрд.м3 в год, а также дожимной компрессорной станции к шестому году разработки месторождения.

17) Для контроля за разработкой сеноман-аптских залежей предлагается опорно-профильная схема расположения наблюдательных скважин. Фонд наблюдательных скважин составляет 104 единицы, из которых 64 скважины подлежат бурению, 33 скважины переводятся из разведочного фонда, а 7 скважин к настоящему времени закончены бурением и находятся в консервации. 70 скважин располагаются на эксплуатационных и специально оборудованных площадках, а 34 скважины - одиночно.

3.2 Размещение кустов эксплуатационных скважин и порядок их ввода в эксплуатацию

Стратегией разработки сеноман-аптских продуктивных отложений предусмотрено бурение самостоятельных сеток скважин на каждый эксплуатационный объект, при этом совпадение структурных планов основных по запасам газа продуктивных пластов - ПК1 (сеномана), ХМ1-2 и ТП1-6 позволяет сгруппировать скважины, эксплуатирующие разные продуктивные горизонты, на одних кустовых площадках. Залежи пластов ПК9-10 и ТП7-11 оконтурены только в центре южной части месторождения и вскрываются эксплуатационными скважинами всего в 12 кустах[3].

Всего по площади месторождения размещено 743 эксплуатационные скважины, объединенные в 56 кустов, распределенные по зонам между тремя УКПГ. Так к УКПГ-1 относится 154 эксплуатационные скважины, объединенные в 14 кустов, к УКПГ -2 - 319 скважин, объединенных в 21 куст и УКПГ -3 - 270 скважин в 21 кусте.

Cхема размещения кустов по площади месторождения на рисунке 3.1. Количество эксплуатационных скважин в кустах изменяется от 7 до 21 единицы максимально, при среднем 12-13 единиц.

Порядок ввода скважин в эксплуатацию определялся на основе результатов прогнозных расчетов отработки продуктивных горизонтов и приведен в таблице 3.1 для рекомендуемого варианта I на отбор 115 млрд.м3/год.

Рисунок 3.1 - Бованенковское НГКМ. Схема размещения эксплуатационных скважин

месторождение пластовый скважина

Таблица 3.1 - Порядок ввода скважин в эксплуатацию

№№ п/п	№ куста	Год ввода куста в эксплуатацию
		сеноман	ТП 1-6	ТП 7-11	ХМ 1-2	ПК 9-10
УКПГ - 1 (всего 14 кустов)
1	69	16	4	-	7	-
2	67	-	4	-	7	-
3	62	16	3 -4скв; 4 -11скв	-	7	-
4	64	16	4	-	7	-
5	66	16	4	-	7	-
6	610	-	6	-	7	-
7	55	16	3	-	7	-
8	56	16	4	-	7	-
9	65	16	4	-	7	-
10	58	17	4	-	7	-
11	54	17	4	4	7	-
12	51	17	4	6	7	9
13	52	17	4	6	7	-
14	68	-	5	-	7	-
УКПГ - 2 (Всего 21 куст)_
1	61	12	2	-	7	-
2	35	12	1 -4скв ; 2 -7скв	1	7	9
3	36	12-1скв;13-3скв	2	4	7	-
4	43	15	2	2	7	9
5	45	15	1	1	7	9
6	46	12	1	1	7	9
7	53	15	2	2	7	-
8	57	16	2	-	7	-
9	63	15	1	-	7	9
10	28	16	3	-	7	-
11	24	16	3	-	7	-
12	25	17	2	-	7	-
13	31	17	3	-	7	-
14	32	17	3	-	7	-
15	34	17	1	1	7	-
16	41	18	2	-	7	-
17	26	18	2	-	7	-
18	42	18	3	-	7	-
19	44	18	3	-	7	-
20	47	18	3	-	7	-
21	33	18	1	1	7	9
УКПГ- 3 (Всего 21 куст)
1	22	15	5	-	7	-
2	23	15	6	-	7	-
3	29	15	5	-	7	-
4	210	15	5	-	7	-
5	11	15	6	-	7	-
6	112	16	6	-	7	-
7	13	16	6	-	7	-
8	14	16	6	-	7	-
9	15	16	5	-	7	-
10	16	17	6	-	7	-
11	17	17	6	-	7	-
12	18	17	6	-	7	-
13	19	17	5	-	7	-
14	21	17	5	-	7	-
15	27	17	5	-	7	-
16	110	17	5	-	7	-
17	111	17	6	-	7	-
18	12	18	6	-	7	-
19	113	18	5	-	7	-
20	114	20	5	-	7	-
21	115	22	5	-	7	-
Всего по месторождению 56 кустов

3.3 Рекомендации по контролю за разработкой

В «Комплексном проекте разработки Бованенковсковского месторождения были сформулированы основные принципы системы контроля за эксплуатацией месторождения[3]:

Опорно-профильная схема контроля, предполагающая размещение контрольных скважин, в основном, в специальных наблюдательных кустах, располагаемых в одном субмеридианальном и четырех субширотных профилях наблюдений;

Максимальное использование фонда разведочных скважин для целей контроля за разработкой.

Рисунок 3.2 - Бованенковское НГКМ. Принципиальная схема расположения скважин в кусте

Система контроля должна учитывать как особенности строения продуктивных залежей, так и структуру применяемой системы их разработки. Так совпадение эксплуатационных объектов в структурном плане и принятая кустовая схема размещения эксплуатационных скважин в центральной зоне месторождения предопределили возможность использования опорно-профильной системы расположения наблюдательных скважин.

Перечень фонда наблюдательных скважин по целевому назначению приведен в таблице 3.2. Из таблицы видно, что наблюдательный фонд включает в себя 104 скважины, из которых 64 скважины подлежат бурению и 33 переводятся из разведочного фонда и 7 наблюдательных скважин, законченных к настоящему времени бурением. Для контроля за изменением пластового давления предусматривается оборудовать 51 скважину, пьезометрических - 18 скважин и за изменением положения ГВК в водоплавающих залежах I и II эксплуатационных объектов - 35 скважин.

Распределение фонда наблюдательных газовых и пьезометрических скважин по пластам и объектам эксплуатации осуществлялось с учетом запасов, типа и характера строения залежей, а также возможности многофункционального использования отдельных скважин (например, наблюдение за давлением в одном пласте и перемещением ГВК по разрезу - в другом). По данным таблицы видно, что на I и II газовые объекты используется 69 скважин.

С точки зрения размещения рекомендуемая система контроля предполагает 70 наблюдательных скважин расположить кустовым способом и 34 - одиночно.

Из 70 кустовых наблюдательных скважин 25 скважин для наблюдения за ГВК размещаются по одной в кусте эксплуатационных скважин и равномерно охватывают площадь эксплуатационного поля основных газовых залежей - сеноманской и ТП1-6 (кусты №№ 11, 13,17,18,26, 27, 28, 29,33,35,36,41,44, 51, 53, 55, 58, 61, 62, 68, 69, 110, 112, 114, 210). Остальные 45 кустовые наблюдательные скважины сконцентрированы в 12 кустах. Кусты наблюдательных скважин предназначены для контроля и размещения на периферийных частях залежей.

Таблица 3.2 - Бованенковское НГКМ. Фонд наблюдательных скважин.

Объ-	Залежь	С к в а ж и н ы	Всего
ект			сква-
		Подлежащие бурению		Переводимые из разведочных	жин
		Кол-во		№ скважины		Кол-во	№ скважины
1	2	3		4		5		6		7
				За пластовым давлением
I	сеноман	6	011, 021, 041, 051, 071,101	10	53, 60, 66, 67, 68, 95,	16
							98, 101, 124, 129		-
	ПК9			-		1	114			1
	ХМ1-2	9	0121, 0221, 0321, 0421,	5	79, 83, 90, 94, 97		14
			0521, 0621, 0821, 0921, 01021					-
II	ТП1-6	11	0122, 0222, 0322, 0422,	8	69, 71, 76, 86,102, 110,	19
			0522, 0622, 0722,0822, 0922,		105, 130			-
			О1022, О1122						-
	ТП7-11					1	74			1
				Пьезометрических
I	Сеноман	2	2п, 4п			3	61, 99, 116		5
	ХМ1-2					1	84			1
	ТП1-6	3	1п, 3п, 5п		4	80, 127, 130, 203		7
II	ТП7-8	2	0123, 01223						2
	ТП9	1	О1224							1
	ТП10-11	2	0125, 01225						2
				За изменением положения ГВК
I - II	Все	18	В эксплуатационных кустах:		№№ пробуренных наблюдательных скважин: 5600,6100,6200,6300,6400,			25
			1100, 1700, 1800,		6800,6900
	залежи		2600, 2700, 2800, 2900, 3300,
			3500, 3600, 4100, 5100,
			5300, 5800,
			11000, 11200,
			11400, 21000.
			В наблюдательных кустах:
		10	01,02,03,04,05,06,07,08,09,					10
			О10
Итого		64				33	7			104

Схема расположения наблюдательных скважин БГКМ приведена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Схема расположения наблюдательных скважин

Система опорных профилей наблюдения включает в себя (рисунок 3.3)[9]:

I-I Cубмеридиональный: пьезометр Iп-наблюдательный куст 010-эксплуатационные кусты 17,12, 115, 21, 23, 46, 51, 54 - наблюдательный куст 01 - пьезометр 5п;

II-II Cеверный субширотный профиль: наблюдательный куст 08 - эксплуатационные кусты 16,11, - наблюдательный куст 09;

III -III Первый центральный субширотный профиль: наблюдательный куст 06 - эксплуатационные кусты 15, 110, 115 - наблюдательная скв. 60 - наблюдательный куст 07 - пьезометр 2п;

IV-IV Второй центральный субширотный профиль: пьезометр 3п-наблюдательный куст 04 - эксплуатационные кусты 32, - наблюдательный куст 011 - эксплуатационный куст 41 - наблюдательный куст 05 - пьезометр 4п;

V-V Южный субширотный профиль: наблюдательный куст 02 - эксплуатационные кусты 57,63,68, - наблюдательный куст 03.

Использование для наблюдений за разработкой месторождения эксплуатационных скважин и предлагаемой системы опорно-профильного размещения наблюдательных скважин позволит осуществлять:

контроль за распределением и изменением пластового давления по площади и разрезу всех залежей пяти эксплуатационных объектов;

контроль за изменением давления в водоносной части основных залежей;

контроль за продвижением в залежи подошвенных и краевых пластовых вод;

контроль за технологическими параметрами эксплуатации скважин;

контроль за техническим состоянием скважин и околоскважинного пространства;



Заключение

В данном курсовом проекте подробно рассмотрено Бованенковское нефтегазоконденстаное месторождение. Как итог, была выполненна работа, состоящая из 3 основных разделов.

В первом разделе была описана геология, география Бованенковского месторождения. В это описание включены главы по тектонике, гидрогеологии, запаса полезных ископаемых, климате в условиях месторождения и др.

Вторая глава была посвящена текущему состоянию разработки месторождения. Она состояла из описания истории разработки, обоснования принятого варианта разработки и так же были приведены текущие показатели разработки Бованенковского месторождения.

Третья и основная часть соответствует теме курсового проекта и посвящена обоснованию рационально системы разработки месторождения. В этой главе разделы посвящены реализации рекомендуемого варианта разработки, обоснованию размещения кустов эксплуатационных скважин, а так же в главу включены рекомендации по контролю за разработкой.



Список используемой литературы

1) Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. - 132 с.

2) Черных В.А. Гидродинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 189 с.

3) Зотов Г.А. Методика газодинамических исследований горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 114 с.

4) Добыча и транспорт газа /А.А.Брискман, А.К.Иванов, А.Л.Козлов, Е.М.Минский и др. М.: Гостоптехиздат, 1955. - 551 с.

Трофимов В.Т., Баду Ю.Б., Кудряшов В.Г., Фирсов Н.Г. Полуостров Ямал. М., Изд-во МГУ, 1975, 280 с.

Баулин В.В., Аксенов В.И., Дубиков Г.И. и др. Инженерно-геологический мониторинг промыслов Ямала. Т.II. Геокриологические условия освоения Бованенковского месторождения. Тюмень: Институт проблем освоения Севера СО РАН, 1996, 240 с.

Геокриология СССР. Западная Сибирь // Под ред. Э.Д.Ершова. М.: Недра, 1989, 454 с.

Пармузин С.Ю., Суходольский С.Е. Пластовые льды Северного Ямала и их роль в формировании рельефа // Пластовые льды криолитозоны. Якутск, 1982

Якушев В.С., Перлова Е.В., Чувилин Е.М. Многолетнемерзлые породы как коллектор газовых и газогидратных скоплений. Газовая промышленность, № 3, 2003, с. 36 - 40

Лабораторные методы исследования мерзлых пород // Под ред. Э.Д.Ершова. М., 1985, 351 с.



Приложение

Состав пластового газа и потенциальное содержание С5+ в пластовом газе в условиях Бованенковского месторождения

	Залежь						Состав пластового газа, % моль					Содержание С5+
				СН4	С2Н6	С3Н8		i-С4Н10	n-С4Н10	С5+	СО2	N2		в пластовом газе, г/м3
	ПК1	99.044	0.027	0.007		0.01	0.003	-	0.063	0.846	-
	ПК9-10	98.398	1.12	0.03		0.01	0.02	0.002	0.23	0.19	0.16
	ХМ 1-2	97.677	1.852	0.04		0.014	0.006	0.064	0.055	0.292	2.46
	ТП1-6	96.365	3.025	0.042		0.028	0.01	0.037	0.34	0.153	1.27

Размещено на Allbest.ru