Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

Граница между этими двумя толщами в пределах месторождения располагается несогласно относительно кровли сеномана и в целом отражает условную линию, почти паралельную уровню поверхности воды сеноманского аккумулятивного палеобассейна.

Залегающая ниже более мощная толща сеноманских пород имеет наиболее типичные для сеномана признаки - резкую неоднородность строения, затрудняющую ее внутреннюю стратификацию и обусловленную взаимным наложением разных генетических механизмов осадконакопления, шельфового и континентального. Отмечается тенденция возрастания сверху вниз доли континентальных фаций в разрезе этой толщи в целом.

Подавляющий объем (около 80%) от нижней толщи составляют осадки шельфового морского генезиса. При этом для большинства скважин их вскрывающих, корреляция этих пластов не вызывает затруднений.

Газовая залежь Губкинского месторождения введена в промышленную эксплуатацию в июле 1999г. в соответствии с проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом в 1995г (протокол № 17/95 от 28.11.95г.). Проектом был рекомендован вариант с уровнем годовой добычи газа 13 млрд.м3, число эксплуатационных наклонно-направленных скважин 73 единицы на южном, более крупном по запасам, число кустов 25 - по 2-3 скважины в кусте. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний проектный дебит скважины на южном участке - 500 тыс.м3/сут. Проектные решения касающиеся южного купола на сегодняшний день реализованы практически полностью.

Анализ результатов эксплуатации скважин позволили выявить резервы производительности как залежи так и технологического оборудования промысла. В частности, продуктивные характеристики скважин оказались значительно лучше прогнозируемых. В связи с этим, в данной работе были уточнены технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены на основе переинтерпритации материалов ГДИС.

Эффективная разработка месторождения предполагает оптимальную эксплуатацию основной части залежи (Южный участок), технические и технологические решения по освоению и эксплуатации Северного Участка. В соответствии с этим в настоящих коррективах рассмотрен вариант разработки месторождения в целом. Выбор варианта определялся подходом к объемам добычи газа на разных участках, расположению, числу и конструкции эксплуатационных скважин газа на Северном участке и транспорта газа с него.

Поскольку обустройство основной части залежи практически закончено, объемы добычи газа с Южного участка месторождения в соответствии с ранее принятыми решениями, в основной период разработки принят равными 15 млрд.м3.

С целью достоверного прогнозирования процессов происходящих в залежи газогидродинамическая модель продуктивных отложений адаптирована по истории разработки. В процессе корректировки информации осуществлялся подбор промыслово-геологических параметров, с помощью которых рассчитаны параметры работы залежи и технологические показатели разработки, наиболее соответствующие фактическим.

По площади месторождения гидродинамическая модель представляет собой 30х90=5400 глобальных взаимосвязанных ячеек. В зоне размещения кустов эксплуатационных скважин глобальные ячейки разбиты на локальные, с целью отведения для каждой скважины индивидуальных ячеек и моделирования неоднородности строения залежи в пространстве между скважинами. Число ячеек в локальных измельчениях достигает 1600. Общее количество ячеек модели приближается к 250000.

Функционирование трехмерной фильтрационной модели позволило выявить ряд особенностей разработки сеноманской газовой залежи. Так, например, скважины куста №102 расположены вблизи внешнего контура газоносности. Эффективная газонасыщенная толщина незначительна - около 30 м. Интервал перфорации расположен близко к поверхности начального ГВК. Кроме этого, перфорацией скважин вскрывается мощный песчаный пласт, простирающийся вплоть до внешнего контура газоносности. Согласно расчетам, перечисленные обстоятельства предполагают быстрое обводнение скважин этого куста.

Программный комплекс, примененный при расчете технологических параметров работы залежи и скважин, предусматривает прогнозирование суточной и годовой добычи газа по месторождению, определение пластового (в целом по залежи, в зоне размещения эксплуатационных скважин, в окрестностях эксплуатационных скважин), забойного и устьевого давлений, депрессий на пласт, дебитов скважин и объемов внедрения воды в продуктивную залежь и других показателей.

Расчеты показателей разработки проведены по базовому (по которому ведется разработка) и проектируемому (новому). При этом максимальные уровни годовых отборов газа определялись исходя из добывных возможностей эксплуатационных скважин Южного и Северного участков, обеспечения надежной работы газопромыслового оборудования по подготовке газа и вариантов транспорта газа с Северного участка.

Проектируемый вариант предусматривает ввод в разработку в 2009 году Северного участка Губкинского месторождения с целью поддержания уровня постоянной годовой добычи газа 15 млрд.м3 и дозагрузки высвобождающихся производственных мощностей Южного участка месторождения в связи с началом падающей добычи. Проектный вариант рассчитан на максимальный годовой отбор газа с Северного участка 1,5 млрд.м3 и отличаются количеством эксплуатационных скважин. При этом на Северном участке дополнительно разбуриваются семь кустов по три куста (2 по 5 скважин и один из трех скважин) Все кусты скважин разбуриваются по схеме центральная - вертикальная, остальные с отклонением на кровлю 250 м.

Для обоснования проектного решения по разработки в рамках настоящей работы рассчитаны технико-экономические показатели добычи газа. Технико-экономический анализ разработки Губкинского месторождения позволил сделать следующие выводы и предложения:

1. При существующей в ОАО «Газпром» в настоящее время цене газа 133р. за 1000м3 разработка месторождения не столь эффективна. При повышении отпускной цены газа на промысле до 175 р. за 1000 м3 ситуация меняется в положительную сторону

2. Перенос сроков ввода северного участка на более поздний период с 2009 года на 2011 год улучшает показатели экономической эффективности разработки месторождения;

3. Бурение на северном участке скважин с отклонением от вертикали 1000 м не улучшает показатели эффективности проектируемого варианта.

4. Поскольку для наиболее полного извлечения углеводородов из залежи необходимо освоение запасов газа северного участка залежи, лучшими показателями эффективности является предложенный в работе вариант: NPV=0,9 млрд.р., IRR=13 %, срок окупаемости с учетом ранее понесенных затрат - 8 лет;

5. Для продления сроков рентабельной разработки месторождения необходимо в период падающей добычи поэтапно повышать цену реализацию газа.

С точки зрения рациональной разработки месторождения, для наиболее полного извлечения углеводородов из залежи, ввод Северного участка необходим.

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими технико-экономическими показателями: фонд скважин - 87 скважины. в т.ч.: Южный участок - 74 скважины, Северный участок - 13 скважин, накопленная добыча газа - 287,36 млрд.м3, объем кап.ложений - 4128,63 млн.руб., эксплуатационные затраты - 37954,78 млн.руб., себестоимость добычи 1000 м3 газа - 111,85 руб., чистая прибыль - 7424,61 млн.руб, чистый дисконтированный доход - 904,03 млн.руб., IRR - 13,0 %, срок окупаемости - 8 лет

Список использованных источников и литературы

1. Иващенко А.Е., Кадырова Л.С., Таужнянский Г.В., Боброва О.Н. и др. Подсчет запасов свободного газа сеноманской залежи Губкинского месторождения Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 01.04.1996г.

2. Ю.В.Кондратович. «Выполнение работ по построению структурной карты по горизонту ПК1 и построение зональных литологических карт-срезов с нанесением ГВК для территории Губкинского газового месторождения по данным ГИС и материалам сейсмического куба 3D». ЦГЭ, Москва, 1998 г.

3. Временные методические рекомендации по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения на нефть и газ., г.Тюмень, Тюменьгеология, 1990.

4. Геологический проект глубокого параметрического и поискового бурения на Губкинской и Северо-Губкинской площадях., г.Тюмень, ГФ, 1986.

5. Программа поисково-разведочных работ и геологические материалы к обоснованию проектирования разработки нефтяных залежей Губкинского и Вэнгапуровского месторождений., г.Тюмень, 1973.

6. Проект на бурение поисковых и разведочных скважин на Губкинской площади., г.Тюмень, Фонды ГТГУ, 1972.

7. Протокол № 25-98 заседания ГКЗ МПР России от 06.04.1998.

8. Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины., г.Тюмень, 1981.

10. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. // Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. - М.: Недра, 1980, 301 с.

11. Авторское сопровождение разработки сеноманских залеже: Отчет о НИР. ТюменНИИгипрогаз; Руководитель работы А.Н.Лапердин; шифр работы 3344-00-2 тема 31/16.- Тюмень, 2000.

12. Проект разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1995.

13. РД 015900-114-88 Технологический регламент по эксплуатации скважин Главтюменгазпрома по беспакерной схеме.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1988.

14. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Губкинском месторождении.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999.

15. Геологический отчет по Губкинскому месторождению за 2001 год.- Ноябрьск: Ноябрьскгаздобыча, 2002.

16. Коррективы к проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения: Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.

17. Комплекс подземного оборудования скважин КОС 89/168-35. Конструкторская документация.- Тула: ОАО «Станкотехника», 2001.

18. Комплекс подземного скважинного оборудования Барьер-6. Конструкторская документация.- Саратов: ОАО «Саратовгазавтоматика», 1998.

19. Техническая спецификация оборудования фирмы Вэйкер.

20. ГОСТ 633-80.

21. Устройство для предотвращения пескования скважин. Конструкторская документация.- Надым, Надымгазпром, 1999.

22. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И.Годзюр, А.В.Кустышев, О.Г.Иваш и др. (РФ). - № 96110529; Заяв.28.05.96; Опубл.16.11.97, Бюл. № 11.

23. Каталог нефтегазового оборудования Воронежского механического завода.

24. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Телков А.П. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень, Изд-во «Вектор Бук», 1999.- 204 с.

25. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Михайлов Н.В. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М., ИРЦ Газпром, 1999.- 36 с.

26. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Чижова Т.И. Кузнецов В.В. Состояние и пути повышения эффективности капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М., ИРЦ Газпром, 1999.- 60 с.

27. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Минаков В.В. К вопросу интенсификации притоков углеводородов из низкопроницаемых коллекторов // НТС Газовая промышленность:. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и шельфе.- М., ИРЦ “Газпром”, 1998, № 2.- с.34-39.

Размещено на Allbest.ru