Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Сахалинская область является одним из старейших нефтегазодобывающих районов нашей страны. До последнего времени Сахалин рассматривался как исключительно нефтеносный район, однако геолого-разведочными работами за последние годы здесь установлен ряд новых газоконденсатных месторождений и подтверждена высокая оценка перспектив недр в газоносном отношении. Одним из таких месторождений на юге о. Сахалина, открытое в 1974 году, является Южно-Луговское газоконденсатное месторождение.

Южно-Луговское месторождение в административном отношении находиться на территории Анивского района Сахалинской области.

С 1999 - 2001 гг. на Анивской группе были проведены дополнительные геологоразведочные работы по уточнению геологического строения. Пробурены три поиского-разведочные скважины на Южно-Луговском (в Золоторыбном блоке), параллельно на основе новой геолого-геофизической информации велось эксплуатационное бурение пяти скважин в Северном и Золоторыбном блоках. Первоначальные запасы газа по месторождению неоднократно пересматривались.

Разработка Южно-Луговского месторождения ведётся с 1993 г. Действующий фонд на 1.01.05 г. составил 9 скважин. Суммарная добыча газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составила 132 млн. м³. Разработка залежей ведется при газовом режиме. Месторождение будет эксплуатироваться 20 лет существующем фондом. В сентябре 2006 г. компания ООО «Анивагаз» вошла в состав «Схалинской нефтяной компании».

Основными задачами, решаемыми в проекте, являются:

- уточнение запасов газовых залежей Южно-Луговского месторождения;

- анализ текущего состояния разработки месторождения;

- расчет основных технологических режимов разработки месторождения.

- сравнение технологических и технико-экономических показателей вариантов разработки с целью обоснования выбора наиболее приемлемого варианта.

- анализ проводимых мероприятий по предотвращению и борьбе с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин месторождения.

1. Геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о Южно-Луговского месторождении

Южно-Луговское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.

В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшими населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. (рисунок 1).

С районным центром месторождение соединяется автотодорогой. С юга на север вдоль восточной границы площади проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Имеются автодорожные мосты через р. Лютогу в г. Анива и вблизи пос. Петропавловское (в 3 км. к северу от месторождения Благовещенского). Через площадь, вдоль побережья Анивского залива проходит автодорога г. Анива - пос. Кириллово.

Рассматриваемая площадь расположена в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина - Лютоги.

Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением её западной границы, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Западным же ограничением является подножие восточных склонов Камышового хребта. В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 - 4 балла.

Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура плюс 4 - 5^о С.

Рисунок 1 Ситуационный план размещения объектов группы газовых месторождений Анивского района.

1.2 Характеристика геологического строения

1.2.1 Стратиграфия

Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба - верхнемелового и кайнозойского возрастов.

Мезозой (МZ)

Эти породы рассматриваются для района, как его складчатое основание. Выходят на поверхность к северо-востоку, где слагают Сусунайский хребет. Вскрыты единичными скважинами. Представлены: метаэффузивами, ортосланцами, филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами, линзами мраморов и кварцитов. Глубина залегания - порядка четырёх километров.

Меловая система (К)

Верхнемеловые отложения (К₂) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.

Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки находиться 2 - 2,5 км.

Кайнозой (КZ)

Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:

- нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;

- миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.

Палеоген - неоген (P ₃ - N _1-2)

Олигоцен - нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя аракайскую (Р₃ar), холмскую (N₁hl) и невельскую (N₁nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными, реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами, туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и линзами туфов, туффитов и песчаников.

Туфоалевролиты - тёмно-серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники - тёмно-серые с коричневым оттенком, от мелко - до крупнозернистых, крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко - до мелкозернистых, крепкие, трещиноватые, с песчаной примесью, линзами угля, включениями углистого аргиллита, обломками раковин; туфогенные. Аргиллиты тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко - до крупнозернистых, крепкие; туфогенные.

Верхнемиоцен - плиоценовые (маруямская свита (N_1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления, отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N_1-2mr₁) и верхнемаруямскую (N_1-2mr₂).

Нижнемаруямская подсвита (N_1-2mr₁) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологический разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты, выделяются ряд пластов толщины, которых, составляют от 10 - 15 до 80 - 100 м. В составе пластов коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты, содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные, с примесью алеврито-глинистых фракций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 - 800м.

Верхнемаруямская подсвита (N_1-2mr₂) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников, алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 - 670 м.

Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и аллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает до первых десятков метров.

1.2.2 Тектоника

Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок 2 А (Приложение А). В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст-антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение - взбросо-надвиг 3 представляется вторичным, образованным под воздействием взбросо-надвига 1 (Центрально-Сахалинского разлома - ЦСР). Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали - нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом, Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская, Южно-Луговская, Заречная, Благовещенская, Луговская, Лютогская, Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.

Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.

В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся, как отдельное месторождение, рисунок 3 А. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIII^б, XIII^а и XII^б.

Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XII^а пласта. Разрыв 6, разделяющий Центральный и Северный блоки затухает к подошве Х горизонта, и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом, разрыв 6, по своему действию для XI пласта, аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XII^а.

Северный блок, начиная с IХ горизонта вверх по разрезу, представляет собой свод Южно-Луговской структуры, в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III, IV, V, VI, VII, VIII.

На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой, являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.

1.2.3 Газоносность

Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 - 1400 м.

Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, X^a, XI, XI-2, XII^а, XII^б, XII^б-1, XII^б-2, XIII^а, XIII^б пласты. Тип коллектора - поровый.

Высотные отметки газо-водяных контактов (ГВК) или нижних границ газоносности (НГГ) для залежей с запасами категории С₁ установлены (для ГВК) или приняты (для НГГ) в результате испытания скважин в эксплуатационной колонне и подтверждения газонасыщенности.

Характеристика свободного газа в залежах приведена в таблице 1 Б (Приложение Б).

1.3 Основные параметры горизонтов

На месторождении Южно-Луговское продуктивные отложения приурочены к нижнемаруямской подсвите, в разрезе которого выделяют 12 алеврито-песчаных горизонтов: с XIV по III (снизу вверх). Горизонты X, XI, XII, XIII в свою очередь подразделяются на пласты: X - X^a, X^б; XI - XI-1, XI-2; XII - XII^a, XII^б, XII^б-1, XII^б-2; XIII - XIII^a, XIII^б.

В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скв. №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIII^б, XIII^а, XII^б-2, XII^б-1 пласты и разделы между XII^б-1 и XII^б-2, XII^б-2 и XIII^а пластами.

Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIII^б, XIII^а, XII^б-2 и XII^б-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.

Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Лабораторное исследование включало: макроскопическое описание керна; гранулометрический анализ; определение абсолютной и эффективной газопроницаемости; открытой пористости методом насыщения керосином и моделью пластовой воды; объемной и минералогической плотности; остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом; параметра пористости при атмосферных условиях; открытой пористости, параметра пористости.

При исследовании керна не были проведены определения остаточной нефтенасыщенности для газоносных пород, что не позволило рассчитать эффективную пористость и начальную газонасыщенность. Практическое отсутствие исследований слабо сцементированных пород и пород слагающих флюидоупоры негативно сказалось на целостности характеристики описываемого разреза.

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор и неколлектор.

1.3.1 Породы коллекторы

Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.

Обломочная часть пород коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Полевые шпаты в основном представлены плагиоклазами основного состава, в меньшей степени калиевыми полевыми шпатами. Среди обломков пород отмечаются яшмы, эффузивы, глинистые сланцы, кварциты. Присутствуют слюды, пирит, глауконит.

Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешанослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит - клиноптилолит.

Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 0,0017 до 0,037 мкмІ), но наличие одного определения равного 0,46 мкмІ и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешанослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.

Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.

Прямой зависимости между фильтрационно-емкостными свойствами пород и их седиментационными параметрами нет, что связано с не уплотненностью цемента и существенным содержанием в нем смешанослойного минерала иллит-смектит, с большим количеством набухающих слоев. По тем же причинам и присутствием в составе цемента опала-А и опала-КТ нет надежной зависимости между пористостью и проницаемостью коллекторов.

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов на основе исследований керна из скважин 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл (снизу вверх).

XIII^б пласт вскрыт на глубинах 1357 - 1451 м, общая толщина пласта изменяется от 17 до 23 м, эффективная - от 13,4 до 21,8 м, газонасыщенная - от 13,4 до 15 м. Керн отобран в скважине 7 Зл и 8 Зл.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, светло-серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,07 мм, содержание пелитовой фракции порядка 24 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,4 - 29,3 %, по керосину - 28,5 - 29,7 %, проницаемость - 0,00169 - 0,013 мкмІ.

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 17,5 - 20,6 %. Открытая пористость по пластовой воде - 27,3 - 28,7 %, по керосину - 26,8 - 30,7 %, проницаемость - 0,002 мкмІ.

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XIII^а пласт вскрыт на глубинах 1334 - 1421 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 29 м, эффективная - от 16,6 до 25,8 м, газонасыщенная - от 6,3 до 16,6 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, тонкозернистые, от серых до темно-серых, слабо и средне сцементированные, с плохой и средней отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,08 мм, содержание пелитовой фракции 18,9 - 25,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 29,2 -32,5 %, по керосину - 25,3 - 28,0 %, проницаемость - 0,007 - 0,017 мкмІ.

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,7 - 22,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,1 - 29,3 %, по керосину - 25,8 - 27,4 %, проницаемость - 0,0017 - 0,0035 мкмІ.

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные, отмечаются тонкие прослои песчаника. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-2 пласт вскрыт на глубинах 1306 - 1387 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 23 м, эффективная - от 4,6 до 8,9 м, газонасыщенная - от 2,7 до 8,9 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками и алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, разнозернистые, средне-тонко-мелкозернистые, серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,07 - 0,14 мм, содержание пелитовой фракции 14,5 - 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 23,8 - 31,6 %, по керосину - 23,8 - 28,0 %, проницаемость - 0,006 - 0,037 мкмІ.

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-1 пласт вскрыт на глубинах 1293 - 1360 м, общая толщина пласта изменяется от 9 до 11 м, эффективная - от 1,2 до 8,1 м, газонасыщенная - от 1,9 до 8,1 м. Керн отобран в скважине 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, плохо отсортированной глинисто-алеврито-песчаной породой (хлидолитами), алевролитами и глинами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, серые, слабо сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 мм, содержание пелитовой фракции 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 28,2 %.

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 25,5 %, по керосину - 22,0 %, проницаемость - 0,0018 мкмІ.

Хлидолиты темно-серые, средне сцементированные, содержание пелитовой фракции 25,4 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 27,0 %, проницаемость - 0,0009 мкмІ.

Алевролиты серые, темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

Глины темно-серые, слабо уплотненная. Петрофизические свойства глины не изучались.

1.3.2 Нижние пределы коллекторских свойств

Нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, расчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 0,001 мкмІ; глинистость - 33 %, остаточная водонасыщенность - 82,5 %.

Нижний предел проницаемости равный 1 мкмІ характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для одновозрастных продуктивных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным, из-за не достаточности исходного материала.

1.4 Физико-химические свойства и состав свободного газа

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО «Востокгеология» проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.

Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно ГОСТа, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов.

Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 %. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06 - 1,04 %, пропаном - 0 - 0,18 %, бутанами - 0 - 0,09 % и пентанами 0 - 0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН₄ > С₂Н₆ > С₃Н₈ > С₄Н₁₀ > С₅Н_12.

В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,027 %.

Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно от 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIII^б пласт), объемный коэффициент снижается соответственно с 0,0086 до 0,0070.

В целом, по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей, в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана, и повышенное содержание азота.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (И.С.Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН₄ >75 %, С₂Н_6+в < 25 %), азотный (N₂ - 5 - 15 %), низкоуглекислый (СО₂ < 2 %), низкогелеевый (He <0,1 %). Сероводород в газах отсутствует.

Вследствие повышенного содержания азота, теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет Q_в = 33640 - 35280 кДж/м³, Q_н = 30300 - 31780 кДж/м³. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным, поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами, представляющими интерес для нефтехимической промышленности.

1.5 Запасы свободного газа

Запасы свободного газа по Южно-Луговскому месторождению от 1.12.03 года.

Начальные запасы газа составляют:

- по категории С₁ - 1776 млн. м³

- по категории С₂ - 321 млн. м³

На 1.01.05 года накопленная добыча газа категории С₁ составляет 122 млн. м³ и потери 10 млн. м³ по категории С₂ (VII пласт Северный блок).

Остаточные запасы свободного газа на 1.01.05 года составляют:

- по категории С₁ - 1654 млн. м³

- по категории С₂ - 311 млн. м³

2 Техническая часть

2.1 Анализ конструкции скважин

2.1.1 Наземное устьевое оборудования газовых скважин

В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматура предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846 - 84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рисунок 4) типовых схем фонтанной арматуры: четыре - тройниковые, две - крестовые.

По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.

По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:

а) нормальное (температура рабочей среды от - 40 до + 120° С);

б) коррозионно-стойкое: углекислотостойкое K₁ (объемная доля CO₂ не более 6 %); сероводородостойкое К₂ (объемная доля CO₂ и H₂S не более 6 % каждого компонента); сероводородостойкое К₃ (объемная доля CO₂ и H₂S свыше 10 %, но не более 26 % каждого компонента);

в) термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120° С);

г) хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже - 40° С).

Рисунок 4 Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насосно-компрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.

Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств, для спуска глубинных приборов и оборудования.

Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одно или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.

При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой - по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое - рабочее.

В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.

Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов.

С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры - пробковый кран с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.

Фонтанная арматура с прямоточными задвижками, служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.

В арматуре, рассчитанной на условное давление 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика - на муфте. В арматуре с рабочим давлением 70 МПа и условным диаметром 50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры - на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.

Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины.

Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы: проходные пробковые краны с условным диаметром 65 мм и рабочим давлением 14 МПа и уплотнительной смазкой; прямоточные задвижки с условным диаметром, равным 65; 80; 100 и 150 мм, устьевым давлением, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением; прямоточные задвижки с условным диаметром 50 мм и 80 мм, рабочим давлением 70 МПа с двухпластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций. В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации фонтанную арматуру.

Колонные головки изготовляют двух типов: однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну; двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески представляют собой три - шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - то же, но с использованием резьбовых соединений.

Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов: ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб; ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб. Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижнюю колонную головку, присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам: с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой. Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.

Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвеской обсадных колонн изготовляют на рабочее давление 14 МПа; колонные головки типа ОКК с клиньевыми подвесками изготовляют на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа.

Фланцевые катушки, предназначенные для соединения составных единиц устьевого оборудования, выпускают на рабочее давление 14 - 70 МПа и условный диаметр 80 - 520 мм двух видов: с фланцами одинаковых присоединительных размеров; с фланцами различных присоединительных размеров.

Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок и рассчитаны на рабочее давление 14 - 35 МПа. Их поставляют в виде отдельных узлов. Предусмотрено изготовление унифицированных манифольдных узлов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые проходные литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. Режим эксплуатации скважины регулируют штуцерами в комплекте с манифольдом. В комплект может входить предохранительный клапан однократного действия с разрывными чугунными пластинами, рассчитанными на рабочее давление 16 МПа.

Приспособления для смены задвижек под давлением изготовляют на рабочее давление 21 и 70 МПа. Они предназначены для смены и установки запорных устройств с условным диаметром 50 и 65 мм на боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры и боковых отводах колонных головок.

Запорные и регулирующие устройства (задвижки, штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин, используют также в промысловых установках подготовки газа.

2.1.2 Подземное оборудование скважин

К подземному оборудованию скважин относятся насосно-компрессорные трубы и комплекс скважинного оборудования (типа КПГ или КСГ).

Для эксплуатации газовых (и нефтяных) скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы 6 групп прочности. ГОСТ 633 - 80 предусматривает изготовление труб по точности и качеству двух исполнений: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклонениями ± 5 %. Трубы всех типов исполнения Б изготавливают двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м. По требованию потребителя трубы исполнения Б до группы прочности Е включительно изготавливаются с термоупрочнёнными концами. Типы и основные параметры насосно-компрессорных труб приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Типы насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 - 80

Условный диаметр труб, м	Наружный диаметр, м	Толщина стенки, м	Внутренний диаметр, м	Наружный диаметр высаженной части, м	Длина высаженной части, м	Длина переходной части, м	Наружный диаметр муфты, м	Длина муфты, м
Трубы гладкие и муфты к ним
0,033	0,0334	0,0035	0,0264	-	-	-	0,0422	0,084
0,042	0,0422	0,0035	0,0352	-	-	-	0,0522	0,09
0,048	0,0483	0,004	0,0403	-	-	-	0,0559	0,096
0,06	0,0603	0,005	0,0503	-	-	-	0,073	0,11
0,073	0,073	0,0055	0,062	-	-	-	0,0889	0,132
		0,007	0,059	-	-	-	0,0889	0,132
0,089	0,0889	0,0065	0,0759	-	-	-	0,108	0,146
0,102	0,1016	0,0065	0,0886	-	-	-	0,1206	0,15
0,114	0,1143	0,007	0,1003	-	-	-	0,1321	0,156
Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним
0,027	0,0267	0,003	0,0207	0,0334	0,04	0,025	0,0422	0,084
0,033	0,0334	0,0035	0,0264	0,0373	0,045	0,025	0,0483	0,09
0,042	0,0422	0,0035	0,0352	0,046	0,051	0,025	0,0559	0,096
0,048	0,0483	0,004	0,0403	0,0532	0,057	0,025	0,0635	0,1
0,060	0,0603	0,005	0,0503	0,0659	0,089	0,025	0,0778	0,126
0,073	0,073	0,0055	0,062	0,0786	0,095	0,025	0,0932	0,134
		0,007	0,059	0,0786	0,095	0,025	0,0932	0,134
0,089	0,0889	0,0065	0,0759	0,0952	0,102	0,025	0,1143	0,146
		0,008	0,0729	0,0952	0,102	0,025	0,1143	0,146
0,102	0,1016	0,0065	0,0886	0,108	0,102	0,025	0,127	0,154
0,114	0,1143	0,007	0,1003	0,1206	0,108	0,025	0,1413	0,16
Трубы гладкие высокогерметичные и муфты к ним НКМ
0,06	0,0603	0,005	0,0503	-	-	-	0,073	0,135
0,073	0,073	0,0055	0,062	-	-	-	0,0889	0,135
		0,007	0,059	-	-	-	0,0889	0,135
0,089	0,0889	0,0065	0,0759	-	-	-	0,108	0,155
		0,008	0,0729	-	-	-	0,108	0,155
0,102	0,1016	0,0065	0,0886	-	-	-	0,1206	0,155
0,114	0,1143	0,007	0,1003	-	-	-	0,1321	0,205
Трубы безмуфтовые с высаженными концами НКБ
0,06	0,0603	0,005	0,0503	0,071	0,095	0,03	-	-
0,073	0,073	0,0055	0,062	0,084	0,1	0,03	-	-
		0,007	0,059	0,086	0,1	0,03	-	-
0,089	0,0889	0,0065	0,0759	0,102	0,1	0,03	-	-
		0,008	0,0729	0,104	0,1	0,03	-	-
0,102	0,1016	0,0065	0,0886	0,116	0,1	0,03	-	-
0,114	0,1143	0,007	0,1003	0,130	0,1	0,03	-	-

Комплекс скважинного оборудования предназначен для автоматического закрытия скважины в случае разгерметизации устья скважины и фонтанных труб и аварийном увеличении дебита скважины. В комплекс входят пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и приспособления, а также инструмент для спуска и установки скважинного оборудования.

Промышленность выпускает скважинное оборудование типов КПГ (комплекс подземный газовый) и КСГ (комплекс скважинный газовый).

Комплекс скважинного оборудования типа КПГ поставляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении для газовых месторождений, в газе которых содержится до 6 % двуокиси углерода (исполнение К₁), до 6 % двуокиси углерода и до 6 % сероводорода (исполнение К₂).

Условные обозначения модификации КПГ-89-35-145К2: КПГ - комплекс подземный глубинный для фонтанных труб с условным диаметром 89 мм на рабочее давление 35 МПа с диаметром пакера 145 мм; К₂ - коррозионно-стойкое исполнение при содержании СО₂ и H₂S до 6 % каждого.

Тип КСГ предназначается для сверхглубоких скважин с гидростатическим и аномальным пластовым давлением. Изготовляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении.

Пакер предназначен для герметизации межтрубного пространства эксплуатационной колонны и фонтанных труб от внутренней полости фонтанных труб. В комплекс входят пакеры типа ПД-ЯГ (в тип КСГ), 2ПД-ЯГ и ЗПД-ЯГ (в тип КПГ). Условные обозначения пакеров: цифра перед буквами - модель пакера; П - пакер; Д - воспринимаемый перепад давления как сверху вниз, так и снизу вверх; Я - фиксируется отдельным устройством; Г - гидравлическая посадка.

Клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного отверстия при увеличении дебита газовой скважины выше установленного. Клапаны-отсекатели спускаются в скважину при помощи канатной техники вместе с уравнительным клапаном типа КУМ (клапан уравнительный с механическим управлением) и замком. Регулировка режима срабатывания осуществляется сменными дросселями и специальными кольцами.

Циркуляционный клапан предназначен для создания циркуляции между внутренней полостью фонтанных труб и затрубным пространством при глушении и освоении скважин. Выпускается двух типов: КЦМ и КЦГ, первый - циркуляционный с механическим приводом, второй - с гидравлическим приводом.

Циркуляционный клапан КЦП-89-35 служит для глушения скважин в аварийных ситуациях. Запорным элементом служит мембрана, которая разрывается при создании перепада давления как внутри фонтанных труб, так и снаружи.

Скважинные камеры служат для посадки ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок.

Замки предназначаются для фиксирования клапанов - отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах установки в фонтанных трубах. Замки спускаются в скважину вместе с клапаном - отсекателем или глухой пробкой и фиксируются при помощи цанги в посадочном ниппеле.

Уравнительный клапан предназначается для выравнивания давлений в пространстве над и под замком. Выпускается типа КУМ - клапан уравнительный с механическим приводом.

Скважинные дроссели служат для регулирования дебита газовой скважины, входят в состав комплекса скважинного оборудования типа КСГ. Дроссель присоединяется в верхней части к замку. Выпускается наружным диаметром 50 и 69 мм с диаметром проходного отверстия сменных насадок от 10 до 20 мм через 1 мм для первого диаметра (50 мм) и от 15 до 35 мм через 1 мм для второго диаметра (69 мм). Изготовляются для работы в средах без агрессивных компонентов, а также в средах, содержащих CO₂ и H₂S.

Посадочные ниппели устанавливаются в колонне фонтанных труб для фиксирования клапана - отсекателя с замком, прёмного клапана или клапана для опрессовки колонны фонтанных труб.

Телескопическое соединение компенсирует изменения длины фонтанных труб в результате температурных деформаций. Входит в комплект скважинного оборудования типа КПГ. Выпускается типов СТ, СТ2, СТ2Г. Здесь СТ - соединение телескопическое; 2 - двустороннего действия; Г - с гидравлическим демпфером.

Разъединители колонны служат для отсоединения колонны фонтанных труб от пакера. Выпускаются в двух исполнениях, различающихся конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением замковой цанги.

2.2 Проектное обоснование конструкций фонтанных подъемников и устьевого оборудования скважин

Как показывает опыт эксплуатации данного месторождения, добываемый скважинами газ несет с собой жидкие и твердые примеси и для предупреждения осложнений в процессе дальнейшей разработки необходимо провести анализ и обоснование используемой техники и технологии добычи газа. Для этого фонд эксплуатационных скважин, технологические показатели разработки и физико-химическая характеристика газа приняты на основе фактических показателей эксплуатации скважин. Результаты газодинамических расчетов приведены в таблице 3.

Анализируя результаты проведенных расчетов можно сделать вывод, что существующая конструкция подъемного лифта на данном месторождении не обеспечивает минимально необходимую скорость подъема газа обеспечивающую вынос жидкости с забоя, что может серьезно осложнить дальнейший процесс эксплуатации месторождения из-за постоянного присутствия жидкости на забое и в стволе скважин.

Таблица 3 - Газодинамический расчет

№ скв	Пласт блок	Рзаб, МПа	Руст, МПа	Qг.ср, тыс.м3/сут	Тзаб, К	z (Pзаб, Тзаб)
7-ЗЛ 8-ЗЛ 9-ЗЛ 10-ЗЛ	XIIIб/золоторыбный XIIIб/золоторыбный XIIIа/золоторыбный XIIIа/золоторыбный	12,05 12,31 11,26 11,97	9,62 9,82 8,71 10,08	22,62 19,16 18,79 40,40	320 316 318 318	0,863 0,860 0,864 0,862
12-ЮЛ 11-ЮЛ 13-ЮЛ 16-ЮЛ 14-ЮЛ	XIIа+б,XIIIа/центральный XIIIа/северный XIIIа/северный XIIIа/северный XIIб/северный	11,80 10,78 11,12 10,51 10,89	9,51 9,36 9,76 8,37 8,53	21 34,72 37,95 21,18 20	320 320 320,5 16,5 317	0,860 0,861 0,869 0,865 0,865

Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо отметить глубину спуска подъемных труб относительно интервала перфорации. В таблице 3 приведены данные, показывающие, что башмак колонны фонтанных труб расположен в среднем на 8,3 м выше интервала перфорации. Такое положение нельзя считать нормальным, так как опыт работы многих газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что установка НКТ выше верхних отверстий перфорации способствует накоплению в нижней части пласта жидкости, которая не подхватывается потоком газа, а скапливается в призабойной зоне, что снижает добычные возможности скважины.

Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80.

Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Схема обустройства устья скважин представлена на рисунке 5 А.

Устья скважин оборудованы стандартными фонтанными арматурами типа АФК 3-65х21 и АФК 2-65х21 по ГОСТ 13846 - 89 «Арматура фонтанная и нагнетательная». Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.

Обвязка скважины предусматривает возможность аварийного отключения скважины при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или потери шлейфом пропускной способности при закупорке гидратами, что исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважин перед ремонтом в 100 м от устья на шлейфах установлен специальный крановый узел с задвижкой для подключения задавочного агрегата.

Скважины оборудованы продувочной линией и свечой. На устье продувочная линия имеет две задвижки - рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащен фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины. Согласно сложившейся практике обустройства газовых скважин продувочная свеча выполнена с небольшим уклоном к горизонту и выводится в амбар.

Ввод метанола на устья скважин производится через метанольницы.

Обустройство новой скважины рекомендуется проводить по аналогии с уже эксплуатируемыми скважинами. До установки на устье скважины фонтанная арматура должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное в паспорте. После установки фонтанной арматуры на устье производится повторная опрессовка на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.

Обвязка елки выполняется бесшовными трубами 89х6 ГОСТ 8732 - 78.

2.3 Анализ процесса разработки месторождения и его основные задачи

Процесс разработки газового месторождения в последнее время подразделяют на два периода: первый - опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ), второй - промышленной разработки месторождения. Необходимость ОПЭ месторождения вызвана темпами развития газодобывающей промышленности страны. Назначение ОПЭ заключается в следующем.

Введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки с целью подачи газа потребителю.

Осуществление дальнейшей разведки месторождения.

Определение запасов газа по результатам ОПЭ месторождения и подготовка исходных данных для проектирования промышленной разработки.

В соответствии с названными периодами разработки выделяют два этапа в проектировании разработки газового месторождения: составление проекта ОПЭ и составление проекта разработки. Проект ОПЭ месторождения составляется на основе небольшого объема геолого-промысловой информации по категориям С₁ + С₂ запасах газа. При этом месторождение, расположенное вблизи трассы магистрального газопровода или потребителя, может вводиться в ОПЭ и без утверждения по нему запасов газа. При отсутствии же газопровода или близко расположенного потребителя для ввода месторождения в ОПЭ требуется подготовка запасов газа и утверждение их по категории С₁. Из них 20 % должны удовлетворять требованиям подсчета запасов газа по категории В.

Проектом ОПЭ месторождения предусматривается проведение комплекса геолого-геофизических, газогидродинамических и специальных (например, термодинамических, акустических и др.) исследований скважин и пластов. В результате этих исследований уточняется тектоническое строение месторождения и водоносного пласта, конфигурация месторождения и характеристика газоводяного контакта, коллекторские свойства газоносного и водоносного пластов, допустимые технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.

Для решения названных задач проектом предусматривается бурение эксплуатационных и наблюдательных скважин, обосновывается их размещение в области газоносности, водоносности и на структуре. Исходя из характеристики коллекторов рекомендуются для апробации те или иные методы интенсификации добычи газа, обосновывается технологическая схема сбора, обработки газа и подготовки его к дальнему транспорту в период ОПЭ месторождения.

По данным ОПЭ месторождения уточняются начальные запасы газа по месторождению в целом, а при возможности и по отдельным пластам. Для ОПЭ месторождения предусматривается срок в 2 - 3 года. После окончания ОПЭ переходят к промышленной разработке месторождения, осуществляемой в соответствии с проектом. ОПЭ не выясняет всех вопросов, относящихся к последующей, рациональной разработке месторождения, но она должна обеспечить получение минимума необходимой информации для составления проекта разработки.

В процессе промышленной разработки месторождения требуется бурение значительного числа скважин. Каждая новая скважина уточняет, а иногда и меняет наши представления о месторождении и водоносном бассейне. Строго говоря, изучение месторождения и процессов, протекающих при его разработке, не заканчивается бурением последней скважины. На каждом этапе разработки представление о месторождении все более уточняется. Естественно, что в проекте разработки нельзя предусмотреть изменения всей последующей информации о пласте.

При реализации проекта разработки ведется контроль за процессами, проходящими в пласте. Обобщаются новые геолого-геофизические и промысловые данные. На основе накапливающегося материала анализируется разработка месторождения. Если анализ разработки показывает и объясняет причины и характер отклонения фактических показателей от проектных, то составляется проект доразработки месторождения. Необходимость внесения корректив в первоначальный проект разработки часто в значительной мере определяется характером обводнения скважин и пластов.

Вряд ли можно допустить, что один проект доразработки в состоянии дать достоверный прогноз до окончания процесса разработки месторождения. Поэтому проектирование разработки месторождения можно рассматривать как непрерывный во времени процесс обобщения, уточнения представлений о месторождении и корректирования показателей разработки на тот или иной период.

Задачи первичного анализа разработки следующие:

- Обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов. Под специальными исследованиями понимаются термометрия и дебитометрия скважин, исследование продукции скважин, в частности наблюдение за ионами хлора, текущие исследования скважин на газоконденсатность и т. д.

- Анализ данных по контролю за разработкой месторождения. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

- Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.

- Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.

Обработка результатов исследований скважин и пластов позволяет:

а) определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации и по результатам геофизических исследований);

б) определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации);

в) устанавливать для новых и уточнять по эксплуатируемым скважинам допустимые технологические режимы эксплуатации;

г) определять степень дренирования продуктивных отложений по толщине - выявлять работающие и неработающие интервалы (по результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизических исследований скважин);

д) получать текущие газоконденсатные характеристики пластов и скважин.

Анализ получаемых результатов позволяет выявить изменения и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке не дренируемых пропластков и т.д.

Текущий контроль за разработкой месторождения осуществляется по данным: изменения дебитов и дебитограмм, температур и термограмм, забойных и пластовых давлений по скважинам; построения карт изобар; измерения давлений (уровней) в системе пьезометрических скважин. Для контроля за продвижением воды проводят геофизические исследования скважин, наблюдения за ионами хлора, калия в добываемой с газом воде.