Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Дренируемые запасы сухого газа, их физические свойства. Разработка нефтяных и газовых скважин, их эксплуатация и методы повышения дебитов. Анализ состояния разработки месторождения "Денгизкуль", технологические показатели и гидрохимический контроль.

Рубрика Производство и технологии
Вид диссертация
Язык русский
Дата добавления 24.06.2015
Размер файла 9,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

3. Измерение рабочих давлений и температуры на устье скважины проводится ежеквартально. В эти сроки проводить замеры затрубных и межколонных давлений по всему эксплуатационному фонду скважин.

4. Не реже одного раза в год производить замеры давлений и температуры в системе “устье скважин - УКПГ” с целью уточнения температурного режима скважин и контроля за изменением коэффициентов гидравлического сопротивления в шлейфах.

5. Исследование каждой скважины на продуктивность при стационарных режимах фильтрации газа проводится один раз в год.

Газоконденсатные исследования. Газоконденсатные исследования проводятся с целью контроля за изменением состава газа и конденсата, а также количества добываемого вместе с газом конденсата в процессе разработки месторождения. Газоконденсатные исследования должны проводится ежегодно с определением следующих параметров:

1. Содержание сырого и стабильного конденсата в г/мЗ при рабочих давлениях, температуре и дебите газа, а также при условиях сепарации газа на УНТС.

2. Состав добываемого газа с обязательным определением кислых компонентов по каждой скважине.

3. Физико-химические свойства стабильного конденсата (плотность, молекулярный вес, фракционная разгонка).

4. Текущее потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе, выход сырого и стабильного конденсата на УНТС при рабочих условиях сепарации газа, плотность и молекулярный вес стабильного конденсата.

5. Материальный баланс углеводородов С5+высш (конденсата) в системе: скважина- каждая ступень сепарации на УКПГ - магистральный газопровод.

6. Лабораторные исследования по уточнению пластовых потерь конденсата от снижения давления в залежи.

Гидрохимические исследования. Гидрохимические исследования проводятся по каждой эксплуатационной скважине один раз в год с целью определения состава и физико-химических свойств скважин, газа, конденсата и пластовой воды в системе скважина- УКПГ - магистральный газопровод.

Гидрохимические исследования совмещаются и исследованиями на продуктивность.

Коррозионные исследования. Задачами коррозионных исследований является определение коррозионной активности продукции эксплуатационной скважины, а также эффективности закачки раствора ингибированного конденсата в пласт.

Для решения поставленной задачи на 3-6 скважинах установить образцы-свидетели на общую коррозию и на растрескивание. Длительность выдержки их в газожидкостном потоке должна составлять не менее 5-10 суток в зависимости от характера среды и эффективности ингибитора. По результатам исследований произвести анализ и уточнить действующий регламент ингибирования.

Контроль за выносом ингибитора в газе и конденсате производить еженедельно. Отбор пластовых вод с целью определения в них ионов железа производить в день установки и снятия образцов [20-24].

2.1.1 Повышение дебитов скважин физико-химическими методами

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефте-газовытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов. [25].

Анализ результатов исследований эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях различных месторождений показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием. [26,27].

2.1.2 Применения композиций на основе силикатов для предотвращения скопления жидкости на призабойную зону

Приведенные данные из публикаций различных авторов позволяют утверждать, что одним из прогрессивных методов увеличения охвата пластов воздействием является применение гелеобразующих растворов на основе силиката натрия (ГОР). Перспективность использования ГОР для проведения изоляционных работ обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующего геля и т.д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязкоупругий гель, который может служить водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность силикатного геля определяется его механическими и реологическими свойствами, зависящими от многих факторов [28].

Регулирование процессов гелеобразования можно производить с помощью специальных химических реагентов, называемых активаторами.

Водные активаторы смешиваются с силикатом частично или полностью при температуре 48,9°С. Использование композиций, гелеобразование в которых зависит от температуры, позволит применять их почти без раннего гелеобразования.

По одной из рекомендованных методик композиции можно готовить заранее и хранить в течение 24 ч и более. Для приготовления композиции используются водорастворимые силикаты, образующие псевдополимеры (гели) при закислении. Концентрированные водные силикаты и их смеси включают в себя чувствительные к температуре активаторы с рН= 10-11. При добавлении кислоты в гелеобразующий раствор его рН уменьшается, что ведет к образованию геля. Водорастворимые силикаты имеют молекулярное соотношение -- модуль окиси кремния к окиси щелочного металла -- в пределах от 0,5 : 1 до 3,5 : 1.

Гелеобразование происходит при добавлении к силикатам различных сахаров: сахароза, мальтоза, лактоза, фруктоза, глактоза, манноза и ксилоза. Сахариды вводят в водный раствор силиката в виде безводного твердого вещества или в виде водного раствора массовой долей 10--30%. Снижение концентрации сахара в геле зависит от свойств изолируемых пластов.

Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям:

Однородность и стабильность ГОР при 20--90°С, ч, не менее 6

Вязкость гелеобразующего раствора при 25°С, мПа - с 1,0-10,0

Состав воды для приготовления ГОР - пресная или минерализованная вода

Время начала гелеобразования (в ч, не менее) при: 20--400С 12

70 -- 900С 6

Время образования геля во всем объеме и стабильность в течение месяцев, ч, не менее 6

Прочность (напряжение разрушения) геля , Па, не менее 20

Миним. градиент давления до разрушения геля, МПа/м, не менее 0,3

Лабораторные исследования по выбору оптимальных концентраций химреагентов с учетом состава и минерализации пластовых вод показали, что оптимальное массовое содержание силиката натрия составляет 4--6%. При более высокой концентрации образование геля идет практически мгновенно. Для промысловых опытов концентрация жидкого стекла выдерживалась 6% по массе [29]. Были выполнены лабораторные опыты по изучению процессов гелеобразования при различных концентрациях соляной кислоты в композициях. Интервал изменения концентрации соляной кислоты в опытах составил от 0,5 до 2% к общей массе раствора реагентов. Как показали результаты лабораторных исследований, в области низких концентраций, равных 0,4--0,5% но массе, загеливание не происходит или выпадает лишь рыхлый осадок. Это обусловлено тем, что ионов водорода не хватает для связывания силикат-ионов в кремниевую кислоту. В области концентраций, превышающих 2% по массе, загеливание происходит мгновенно. Исходя из необходимого времени для приготовления и закачки гелеобразующих растворов в пласт требуемое время гелеобразования должно быть 15--20 ч. С учетом продолжительности гелеобразования и структурно-механических свойств образующихся гелевых масс оптимальной массовой концентрации соляной кислоты составляет 0,8 -- 1,3% по массе, а наиболее приемлемой концентрации -- 1% по массе.

Оптимальный состав (% по массе) гелеобразующей композиции для применения в технологиях увеличения дебита: жидкое стекло -- 6, соляная кислота -- 1, полиакриламид -- 0,06, остальное пресная вода [30,31].

2.2 Объекты исследования

2.2.1 Общее сведения о месторождение «Денгизкуль»

Газоконденсатное месторождение «Денгизкуль» расположено Бухара-Хивинском регионе (Рис 2.2.1.1) в Бахористанском районе Кашкадаринской области Республики Узбекистан. Ближайшая железнодорожная станция Мубарек и одноименный город находятся в 100 км к востоку от месторождения. [32,33].

Месторождение открыто в 1967 г. и введено в разработку 1981 г. Газовая залежь приурочена к карбонатной толще келловей - оксфордских отложений верхней юры.

Рассматриваемая газовая залежь, охватывающая ХV-НР и ХV-Р горизонты, относятся к типу массивных, имеет сложное строение, обусловленное различием в фильтрационно- емкостном составе слогающих продуктивную толщу коллекторов и характером их размещения в разрезе.

Газоносные горизонты представляют собой единую газогидродинамическую систему с единым ГВК. В целом по залежи ГВК определен по абсолютной отметке-2340 м.

Структурный план (по кровле XV горизонта) и профили по карбонатной толще верхней юры приведены на Рис. 2.2.2.

Запасы газа и конденсата утверждены ГКЗ Республики Узбекистан в следующих количествах:

газ (сырой ) - 160,589 млрд.мі;

газ (сухой) - 159,899 млрд.мі;

конденсат (балансовый) - 3516,958 тыс. т;

конденсат (извлекаемый) - 3516,899 тыс. т.

На эти запасы газа и конденсата в 1999 г. составлены коррективы проекта разработки.

Динамика балансовых углеводородных ресурсов месторождения приведены в таблице 2.2.1.1

Рис. 2.2.1.1 Схема размещения месторождений нефти и газа в Бухара-Хивинской регионе

Таблица 2.2.1.1

Динамика запасов газа и конденсата

Горизонт

Категория

Запасы газа, млрд.мі

Запасы конденсата, тыс.т.

Утверждено

Сырой

Сухой

Баланс.

Извлек.

XV-HP

B

28,159

28,038

617,0

524,0

ГКЗ Республики Узбекистан

XV-P

B

119,755

119,241

2623,0

2230,0

Итого

B

147,914

147,279

3240,0

Разрабатываемый участок Хаузак

C ?

12,675

12,620

302,963

257,260

ГКЗ Республики Узбекистан

Всего

В+С?

160,589

159,899

3516,899

2.2.2 Анализ состояния разработки месторождения «Денгизкуль»

Задачи анализа состояния разработки следующие: обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований пластов и скважин.

Анализ данных по контролю за разработкой месторождения решает следующие вопросы связанные с текущей разработкой газовой залежи.

1. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

2. Коррективы отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.

Характеристика фонда скважин. Скважина - это важнейший элемент системы разработки месторождений природных газов. Она служит каналом связи с пластами, через которое осуществляется регулирование процессов происходящих при разработке месторождений. В настоящее время единственным средством получения информации о пласте является вскрытие его с помощью скважин. В связи с этим, вся информация о пласте получается в процессе бурения (вскрытия), освоения и эксплуатации скважин.

На месторождении в прошедший период пробурено 95 скважин, из них эксплуатационных - 35. Из 35 эксплуатационных скважин действующих - 32 и 3 простаивающих. (Таб. 2.2.2.1)

Таблица 2.2.2.1

Характеристика фонда скважин месторождения «Денгизкуль»

Наименование

Характеристика фонда скважин

Единица измерения

Количество скважин

Фонд скважин

Пробурено

штук

95

Возврат из других горизонтов

штук

-

Всего:

штук

95

В том числе:

- действующие

штук

32

- бездействующие

штук

3

- в освоении после бурения

штук

1

- наблюдательные

штук

-

- в консервации

штук

1

- переведены на другие горизонты

штук

-

- контрольные

штук

2

- ликвидированные

штук

44

- в ожидании ликвидации

штук

12

В Работе «Составление корректива проекта разработки Денгизкульской группы месторождений» величина коэффициента эксплуатация действующего фонда скважин было принята равной 0,904, а фактически 0,907 (таблица 2.2.2.2)

Таблица 2.2.2.2

Динамика коэффициентов эксплуатации действующего фонда скважин по месторождению «Денгизкуль»

Годы

Действующий фонд скважин

Средний дебит скважин, тыс.м3/сут

Время работы скважин

Коэффициент эксплуатации

фактическое

календарное

1

2

3

4

5

6

2000

38

339

12789

13870

0,922

2001

37

317

12398

13505

0,918

2002

35

283

11664

12775

0,913

2003

34

263

11243

12410

0,906

За 9 месяцев 2004

32

226

8738

9165

0,953

Динамика отбора сухого газа и добычи конденсата. Природный газ и конденсат являются ценным химическим сырьем для химической промышленности. Широкое применение газа в народном хозяйстве оздоровляет воздушный бассейн крупных городов и промышленных центров.

По состоянию прошедшего года из рассматриваемого месторождения:

- отобрано 88,659 млрд. м3 сухого газа или 55,45% от суммарных утвержденных запасов сухого газа;

- извлечено из недр 1363,4 тыс. т. конденсата или 38,77% от суммарных утвержденных балансовых запасов конденсата;

- добыто 451,7 тыс. т. стабильного конденсата или 33,13% от суммарной величины извлеченного из недр конденсата.

Динамика пластового давления. Пластовое давление - важный параметр месторождений природных газов, с помощью которого определяют:

- запасы пластовой энергии;

- запасы газа;

- дебит скважин и т.д.

Точностью определения пластового давления имеет большое значение для правильного подсчета запасов газа как объемным методом и методом падения пластового давления, а также для наблюдения за процессами разработки месторождений.

На рассматриваемом месторождении регулярно, с периодичностью не менее одного раза в квартал выполняются замеры статических устьевых давлений по всему фонду эксплуатационных скважин и контрольных скважин. Измерения выполняются в конце каждого квартала в течение 2-3 дней в остановленных скважинах, после стабилизации давлений и температур.

Пластовое давление по газовой залежи характеризуется:

- на 01.01.01 г. составлял 157,4 кг/см2 и снизилось на 115,6 кг/см2 или на 42,34% от начальной величины - 273,0 кг/см2;

- на 01.01.02 г. составлял 145,4 кг/см2 и снизилось на 127,6 кг/см2 или на 46,74% от начальной величины - 273,0 кг/см2;

- на 01.01.03 г. составлял 138,4 кг/см2 и снизилось на 134,6 кг/см2 или на 49,30% от начальной величины - 273,0 кг/см2;

- на 01.01.04 г. составлял 133,5 кг/см2 и снизилось на 139,5 кг/см2 или на 51,10% от начальной величины - 273,0 кг/см2;

- на 01.10.04 г. составило 127,4 кг/см2 и снизилось на 145,6 кг/см2 или на 53,33% от начальной величины - 273,0 кг/см2.

По карте изобар определялись средневзвешенные пластовые давления по газовой залежи (Рис. 2.2.2.1).

Рис. 2.2.2.1 Карта размещения газовой залежи месторождения «Денгизкуль»

Динамика приведенного пластового давления и оценка дренируемых запасов сухого газа. Основным исходным элементом при проектировании месторождения является государственный план по отбору газа, составленный с учетом промышленных запасов месторождения. Поэтому вопросы, связанные с учетом запасов в процессе разработки, являются основой дальнейшей разработки месторождения.

На рассматриваемую дату (01.10.10 г.) месторождение характеризуется:

- суммарный отбор сухого газа составил 88,694 млрд.м3 или 55,45% от утвержденных запасов сухого газа;

- пластовое давление снизилось 127,4 кг/см и снизилось на 145,6 кг/см или 53,33% от начальной величины - 273,0 кг/см2.

Расчеты величины дренируемых запасов сухого газа выполнены в хронологической последовательности, охватывая временный интервал от 1981 г. до октября 2004 г. Расчеты выполнялись по программе учитывающей фазовые превращения или изменения реальных свойств пластового газа (критическое давление, критическая температура, плотность и т.д.).

По статическому давлению на устье скважин считалось пластовое давление на средневесовую плоскость - 2488 м. Средняя температура между забоем и устьем скважин определялась по материалам исследований скважин - 79 °С.

Графическая зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора сухого газа приведены на рис 2.2.2.2, а расчетные величины пластовых давлений и приведенных пластовых давлений, суммарного отбора сухого газа и величины дренируемых запасов сухого газа в таблице 2.2.2.3.

Рис 2.2.2.2 Графическая зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора сухого газа

Таблица 2.2.2.3

Динамика осреднённых пластовых и рабочих устьевых давлений на конец каждого года разработки месторождения «Денгизкуль»

Годы

Пластовое давление, кг/см2

Коэффициент развития воронки депрессии (Рзал/ Рскв)

Устьевые давления, кг/см2

В целом по залежи (Рзал)

В зоне расположении скважин (Рскв)

Факт.

Проект.

Факт. / Проект.

Факт.

Проект.

Факт./ Проект.

Факт.

Проект.

Факт.

Проект.

Факт./Проект.

1999

160,4

157,2

1,02

151,3

149,0

1,02

0,943

0,948

76,6

84,5

0,91

2000

157,4

150,0

1,05

141,5

142,2

0,99

0,899

0,948

67,5

79,7

0,85

2001

145,4

142,4

1,02

134,1

135,0

0,99

0,922

0,948

70,0

70,2

1,00

2001

138,2

135,2

1,02

126,8

128,0

0,99

0,918

0,948

70,6

60,2

1,17

2003

133,5

128,1

1,04

120,1

121,4

0,99

0,900

0,948

64,2

62,5

1,03

01.10.04

127,4

122,9

1,04

114,1

116,5

0,98

0,896

0,948

63,9

55,4

1,15

По состоянию на 01.10.04г. величина дренируемых запасов сухого газа оценивался в количестве 175,8 млрд.м3 и превышал утвержденные запасы на 15,2 млрд.м3 или на 9,46% [31, 34,35].

2.2.3 Анализ исследуемых скважин

Продуктивная характеристика газовых скважин - один из основных параметров, связанных с разработкой газовой залежи, которая определяется газодинамическим исследованием газовых пластов и скважин.

В работе будут рассматриватся результаты газодинамических исследований газовых скважин месторождения «Денгизкуль». На этом месторождении ежегодно проводятся исследования скважин по всему фонду [35].

С целью контроля за изменением продуктивности газовых скважин определены величины продуктивности всех действующих скважин за рассматриваемый период (2000 - 01.10.04 г.) при значении ДР2=1000; 2000; 3000; 4000. Помимо этого рассчитаны:

- коэффициенты продуктивности как отношение дебита скважины к разности квадратов пластового и забойного давлений;

- отношение текущего дебита к начальному.

Результаты исследований и расчетов позволяют сделать следующие выводы (таблица II.2.3.1. ):

Из 31 рассматриваемой скважины можно сделать выводы по 23 скважинам (№33, 38, 50, 76, 80, 81, 85, 90, 101, 102, 105, 106, 107, 109, 112, 115,116,118, 120, 121,122,131).

Из 22 рассматриваемых скважин можно сделать следующие выводы:

- по 15 скважинам (№33, 85, 101, 102, 105, 107, 109, 112, 115, 116, 118, 120, 121, 122, 131) отмечаются колебание дебитов;

- по 4 скважинам (№38, 50, 80, 90) наблюдается увеличение дебитов от 41 до 113 тыс.м3/сут.;

- по 4 скважинам (№50, 76, 81, 106) наблюдается снижение дебитов от 35 до 60 тыс.м3/сут.

дренируемый нефтяной газовый гидрохимический

Таблица 2.2.3.1

Динамика приведенного пластового давления и оценка дренируемых запасов газа месторождения «Денгизкуль»

№

Дата

Давление, кг/см2

Суммарный отбор газа, млн.м3

Дренируемые запасы газа, млн.м3

Рст

Рпл(т)

Рпл(t) / Z(t)

1

2

3

4

5

6

7

1

нач.разр

188,3

273,0

295,8

-

-

2

1981

188,1

272,8

295,5

838

826268

3

1982

186,4

270,3

293,2

3289

374187

4

1983

184,5

265,7

289,1

6327

279332

5

1984

181,8

260,0

283,8

9839

242531

6

1985

180,1

253,3

278,0

12810

212876

7

1986

178,5

244,9

270,2

17037

196857

8

1987

176,2

236,4

262,0

21108

184726

9

1988

175,0

229,9

255,4

25259

184940

10

1989

173,4

220,5

246,6

29404

176783

11

1990

169,5

216,4

242,3

33315

184198

12

1991

166,5

209,4

235,5

37697

184922

13

1992

163,5

203,7

230,1

41582

187214

14

1993

160,3

197,6

222,5

45851

185030

15

1994

152,5

189,3

213,4

50376

180840

16

1995

147,6

182,6

206,8

54582

181408

17

1996

143,2

179,5

202,1

58943

186076

18

1997

138,2

172,0

193,5

63382

183690

19

1998

117,0

165,0

185,4

67662

181290

20

1999

124,0

160,4

180,0

72183

184385

21

2000

116,0

157,4

171,0

76522

181372

22

2001

110,3

145,4

162,6

80451

178659

23

2002

104,5

138,2

154,2

83447

174946

24

2003

99,2

133,5

148,6

86706

174237

25

01.07.04.

97,2

128,3

142,6

88018

169946

26

01.10.04.

94,4

127,4

141,6

88660

170075

Скважины, в которых наблюдаются снижение дебитов, составляет 12,5% от общего количества действующих скважин, а где увеличение - 12,5%.

Снижение дебитов связано (Табл. 2.2.3.2):

- скоплением жидкости (конденсат + вода) в призабойной зоне и по стволу скважины;

- уменьшение продуктивной характеристики.

Таблица 2.2.3.2

Динамика осредненных фильтрационных и гидравлических характеристик эксплуатационных скважин месторождения «Денгизкуль»

Годы

Коэффициенты фильтрационных и гидравлических сопротивлений

Текущее пластовое давление в зоне действующ их скважин, кг/см2

Дебит осредненной скважины, тыс.м3/сут.

Скорость потока газа на устье, м3/сек.

А

В

Вх

e2s

Абсолютно свободный

на текущее пластовое давление

на начальное пластовое давление

1999

11,4

0,0763

0,0851

1,41

152,0

480

915

11,1

2000

10,9

0,0434

0,0522

1,41

141,5

565

1190

13,5

2001

10,2

0,0424

0,06843

1,41

134,1

540

1210

13,6

2002

8,4

0,0398

0,06583

1,41

126,8

540

1265

12,1

2003

8,4

0,0352

0,06123

1,41

120,1

530

1340

13,3

01.10.2004

8,6

0,0349

0,10695

1,41

114,1

425

1145

10,3

По результатам исследований определены средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений [35]:

за 2000 г. : А= 10,9 В=0,0434

за 2001 г. : А=10,2 В=0,0424

за 2002 г. : А=8,4 В=0,0398

за 2003 г. : А=8,4 В=0,0352.

за 9 месяцев 2004 г.: А=8,6 В=0,0349

2.2.4 Текущие дебиты газовых скважин и рабочие давления на устье

Основными параметрами эксплуатации газовых скважин являются:

- текущие дебиты скважин;

- рабочие давления на устье.

По величине этих параметров определяются:

- потребное количество эксплуатационных скважин;

- более достоверные сроки ввода турбодетантора и ДКС;

- более точный технологический режим эксплуатации скважин.

Поэтому от более достоверных значений величин этих параметров зависит более рациональная разработка газовых месторождений до конца их промышленной разработки.

В процессе разработки рассматриваемых месторождений ежеквартально уточняются текущие рабочие дебиты и давления на устье, результаты которых позволяют более достоверно прогнозировать дебиты и давления на устье. За рассматриваемый период среднегодовые дебиты и давления на устье по месторождениям характеризуются в таблице 2.2.4.1.

Таблица 2.2.4.1

Фактические параметры технологического режима работы газовых скважин месторождения «Денгизкуль»

№

№ скв.

Давление, кг/см2

Коэфф-ты фильтрационных сопротивлений

Среднегодовой дебит скважин, тыс.м3/сут

пластовое

забойное

на устье

А

В

1

2

3

4

5

6

7

8

1

33

111,7

83,7

62

5,2

0,0626

257

2

35

117,4

72,1

60

27,8

8,035

31

3

37

114,8

72,0

60

89,0

15,5

20

4

38

115,0

72,2

60

110,6

10,34

23

5

39

111,8

89,6

64

5,3

0,03

308

6

42

115,1

96,0

65

6,3

0,0121

373

7

49

114,1

91,5

68

7,0

0,0325

286

8

50

112,0

91,0

62

9,0

0,0100

346

9

76

-

-

-

14,9

0,029

77

10

80

-

-

-

-

-

-

11

81

114,1

80,9

60

8,4

0,477

108

12

82

117,7

105,1

60

5,7

0,0309

223

13

85

117,3

92,8

62

9,3

0,0766

366

14

86

113,9

73,7

60

-

-

41

15

90

114,4

98,1

64

1,6

0,017

407

16

95

115,8

72,1

60

-

-

15

17

96

117,3

75,6

62

100,0

2,939

38

18

98

117,2

77,0

64

104,7

1,732

43

19

102

114,6

98,2

64

4,7

0,0096

406

20

105

4,8

86,1

62

7,3

0,0454

285

21

106

116,4

96,8

68

6,1

0,0170

347

22

107

112,9

97,0

62

6,4

0,004

414

23

109

109,0

97,1

62

4,0

0,0045

416

24

112

113,2

88,3

67

6,7

0,061

237

25

115

109,8

95,3

70

6,0

0,0138

295

26

116

112,0

96,1

72

8,0

0,0142

277

27

118

113,5

73,5

60

31,4

4,9

36

28

119

-

-

-

12,0

0,009

-

29

120

112,2

84,9

62

10,5

0,0344

271

30

121

108,9

82,8

60

11,2

0,0272

270

31

122

110

90,7

64

4,0

0,0264

318

32

123

111,3

73,9

60

6,4

3,597

43

33

131

120,0

83,6

62

8,6

0,0850

249

34

153

115,2

88.3

64

9,1

0,0355

285

35

202

116,1

-

-

-

-

-

Сред.

114,1

96.4

63,9

8,6

0,0349

226

Из таблицы можно сделать следующие выводы:

- за 2000 г. дебит составлял 339 тыс. м3/сут., при депрессии на пласт 34,2 кг/см2 и давлением на устье - 66,6 кг/см2;

- за 2001 г. дебит составлял 317 тыс. м3/сут., при депрессии на пласт 34,1 кг/см2 и давлений на устье - 73,0 кг/см2;

- за 2002 г. дебит составлял 283 тыс. м3/сут., при депрессии на пласт 26,0 кг/см2 и давлений на устье 173,1 кг/см2;

- за 2003 г. дебит составлял 263 тыс. м3/сут., при депрессии на пласт 23,8 кг/см2 и давлений на устье - 68,2 кг/см2;

- за 9 месяцев 2004 г. составлял 226 тыс. м /сут., при депрессии на пласт 20,5 кг/см2 и давлении на устье - 63,9 кг/см2.

2.2.5 Контроль за газоконденсатной характеристикой [36, 37]

Контроль за газоконденсатной характеристикой рассматриваемого месторождения осуществляется периодическими исследованиями на газоконденсатность. Эти исследования проводят с целью определения параметров, являющихся исходными для подсчета запасов конденсата, а также для определения текущего содержания конденсата в газе.

В работе рассматривается динамика изменения содержания конденсата в процессе разработки месторождения «Денгизкуль» за период 2001 - 01.10.04 гг. (Табл. 2.2.5.1).

Таблица 2.2.5.1

Газоконденсатная характеристика месторождения «Денгизкуль» за период 2000 -- 01.10.04 г.

Годы

Текущее пластовое давление по залежи, кг/см2

Содержание конденсата в отбираемом газе, г/м3

Коэффициент утилизации стабильного конденсата

2000

157,4

11,5

0,241

2001

145,4

11,0

0,162

2002

138,2

11,0

0,260

2003

133,5

13,0

0,289

За 9 месяцев2004

127,4

11,0

0,411

Среднегодовое содержание конденсата характеризуется:

1. За 2000 г.:

- содержание конденсата в отбираемом газе - 11,5 г/м3, а по проекту - 12,9 г/м3;

- коэффициент утилизации стабильного конденсата -- 0,241, а по проекту -0,301.

2. За 2001 г.:

- содержание конденсата в отбираемом газе - 11,0 г/м3, а по проекту-12,7 г/м3;

- коэффициент утилизации стабильного конденсата - 0,162, а по проекту-0,300.

3. За 2002 г.:

- содержание конденсата в отбираемом газе - 11,0 г/м3, а по проекту - 12,6 г/м3;

- коэффициент утилизации стабильного конденсата - 0,259, а по проекту -0,301.

4. За 2003 г.:

- содержание конденсата в отбираемом газе - 13,0 г/м3, а по проекту -12,5 г/м3;

- коэффициент утилизации стабильного конденсата - 0,289, а по проекту -0,301.

5. За 9 месяцев 2004 г.:

- содержание конденсата в отбираемом газе -11,0 г/м3, а по проекту -12,5 г/м3;

- коэффициент утилизации стабильного конденсата - 0,411, а по проекту -0,296.

2.2.6 Технологические показатели разработки месторождении «Денгизкуль»

Технологические показатели разработки газовых залежей - основные показатели, которые позволяют прогнозировать объемы отбора сухого газа и добычи конденсата. Достоверный прогноз этих объемов позволяет более надежно обеспечивать промышленные и народно-хозяйственные объекты топливом и сырьем. Поэтому анализ технологических показателей разработки является одним из актуальных.

Последним проектным документом месторождения Денгизкуль является «Проект разработки месторождения Денгизкуль» составленный в 1999 г.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения за период 2000 - 01.10.04 г. приводится в таблице 2.2.6.1.

Таблица 2.2.6.1

Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Денгизкуль

№

Показатели

Ед. изм.

2000 г

2001 г

2002 г

2003 г

2004 г

Проект

Факт.

Проект

Факт.

Проект

Факт.

Проект.

Факт.

Проект

Факт.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Суммарный отбор сухого газа:

- за год

млрд.м3

4,5

4,339

4,5

3,929

4,5

3,296

4,0

2,959

3,0

1,973

- с начала разработки

млрд.м3

89,839

76,502

94,339

80,431

98,839

83,727

102,839

86,686

105,83

88,659

2

Темп отбора сухого газа с начала разработки

%

37,3

31,7

39,2

33,4

41,1

34,8

42,7

36,0

44,0

36,82

3

Конденсатный фактор в отбираемом газе (среднегодовой)

г/м3

12,9

11,5

12,7

11,0

12,6

11,0

12,5

13,0

12,5

11,0

4

Ресурсы конденсата:

- за год

тыс. т

57,9

49,9

57,4

43,215

56,9

36,26

50,2

39,470

37,2

21,7

- с начала разработки

тыс. т

1230,8

1222,8

1288,2

1266,0

1345,1

1302,3

1395,3

1341,7

1432,5

1363,4

5

Добыча стабильного газа:

- за год

тыс. т

17,4

12,02

17,2

7,02

17,1

9,400

15,1

11,400

11,0

8,915

- с начала разработки

тыс. т

403,6

415,6

421,0

422,7

438,2

432,1

455,3

443,5

466,4

453,41

6

Коэффициент утилизации стабиль-ного конденсата

- за год

0,301

0,241

0,300

0,162

0,301

0,259

0,301

0,289

0,296

0,411

- с начала разработки

0,328

0,340

0,327

0,334

0,326

0,332

0,326

0,331

0,326

0,333

7

Пластовое давление:

- в зоне расположения скважин

кг/см2

142,2

141,5

135,0

134,1

128,0

126,8

121,4

120,1

116,5

114,1

- по газовой залежи

кг/см2

150,0

157,4

142,4

145,4

135,2

138,2

128,1

133,5

122,9

127,4

8

Депрессия на пласт

кг/см2

43,4

34,2

46,5

34,1

51,0

26,0

43,0

23,8

47,8

20,5

9

Давления на устье

кг/см2

79,7

66,6

70,2

73,0

60,2

73,1

62,5

68,2

53,0

63,9

10

Скорость потока газа на устье

м/с

8,9

11,9

10,2

10,7

12,1

9,4

10,3

9,8

12,4

7,1

11

Средний дебит

тыс.м3/сут

305

339

305

317

305

283

270

263

270

226

12

Средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений

Аср(т)

11,4

10,9

11,4

10,2

11,5

8,4

11,4

8,4

11,4

9,2

Вср(т)

0,0763

0,0434

0,0763

0,0424

0,0763

0,0398

0,0763

0,0352

0,0763

0,0427

13

Фонд скважин на конец года

45

38

45

37

45

35

45

34

45

32

- в том числе действующие

45

38

45

37

45

35

45

34

45

32

- резервные

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

14

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин.

0,906

0,922

0,906

0,918

0,906

0,913

0,906

0,906

0,906

0,953

По результатам сопоставлений таблицы можно сделать следующие выводы:

1. Фонд скважин характеризовался:

- за 2000 г. ниже проектного на 7 скважин;

- за 2001 г. ниже проектного на 8 скважин;

- за 2002 г. ниже проектного на 10 скважин;

- за 2003 г. ниже проектного на 11 скважин;

- за 9 месяцев 2004 г. ниже проектного на 13 скважин.

2. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин составлял:

- за 2000 г. 0,927 против проектного 0,906;

- за 2001 г. 0,918 против проектного 0,906;

- за 2002 г. 0,913 против проектного 0,906;

- за 2003 г. соответствует проектному 0,906;

- за 9 месяцев 2004 г. 0,953 против проектного 0,906.

3. Продуктивная характеристика за рассматриваемый период улучшился относительно проектной.

4. Среднегодовые дебиты скважин характеризовался:

- за 2000 г. 339 тыс. м3/сут. против проектного 305;

- за 2001 г. 317тыс. м /сут. против проектного 305;

- за 2002 г. 283 тыс. м /сут. против проектного 305;

- за 2003 г. 263 тыс. м /сут. против проектного 270;

- за 9 месяцев 2004 г. 226 тыс. м /сут. против проектного 270.

5. Годовые отборы сухого газа характеризовался:

- за 2000 г. 4,339 млрд. м3 против проектного 4,5;

- за 2001 г. 3,929 млрд. м против проектного 4,5;

- за 2002 г. 3,296 млрд. м3 против проектного 4,5;

- за 2003 г. 2,959 млрд. м против проектного 4,0;

- за 9 месяцев 2004 г. 1,973 млрд. м против проектного 3,0.

6. Среднегодовое извлечение конденсата из пласта характеризовался:

- за 2000 г. 49,9 тыс. т. против проектного 57,9;

- за 2001 г. 43,215 тыс. т. против проектного 57,4;

- за 2002 г. 36,26 тыс. т. против проектного 56,9;

- за 2003 г. 39,47 тыс. т. против проектного 50,2;

- за 9 месяцев 2004 г. 21,7 тыс. т. против проектного 37,2.

7. Среднегодовая добыча стабильного конденсата характеризовался:

- за 2000 г. 12,02 тыс. т. против проектного 17,4;

- за 2001 г. 7,02 тыс. т. против проектного 17,2;

- за 2002 г. 9,4 тыс. т. против проектного 17,1;

- за 2003 г. 11,4 тыс. т. против проектного 15 Д;

- за 9 месяцев 2000 г. 8,915 тыс. т. против проектного 11,0.

8. Коэффициент утилизации стабильного конденсата составлял:

- за 2000 г. 0,241 против проектного 0,301;

- за 2001 г. 0,162 против проектного 0,300;

- за 2002 г. 0,259 против проектного 0,301;

- за 2003 г. 0,289 против проектного 0,301;8

- за 9 месяцев 2004 г. 0,411 против проектного 0,326.

2.2.7 Гидрохимический контроль за разработкой месторождения

В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит снижение пластового давления, что приводит к продвижению законтурной воды [38, 39].

Из-за неравномерного отбора газа по площади газоносности происходит неравномерное снижение пластового давление. Это в, основном, является причиной продвижения законтурной воды по отдельным участкам газоносности как по толщине, так и по площади. Неравномерное продвижение законтурной воды по площади и по разрезу приводит к преждевременным обводнениям эксплуатационных скважин.

Таблица 2.2.7.1

Результаты контроля обводненности продукции Денгизкульских газовых скважин гидрохимическим методом

Скв.

Дата

Дебит скважин

Минерализация выноса воды

Пластовое давление, кг/см2

Влагосодержание газа, г/м3

Вынос воды

%, Обвод.

тыс.м3/сут

т/сут

Общая

В т.ч. ионов хлора

Пластового

На УКПГ

Разница Вп-ВУКПГ

Конденсаткг/сут

Пластовое

кг/сут

г/м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

35

7.11.02

61

48

62,87

37,72

128,3

7,33

2,75

4,58

278

486

8,0

1,0

37

7.11.02.

32

26

81,5

48,4

128,6

7,32

3,11

4,21

136

604

18,7

2,3

8.08.03.

23

18

81,6

48,7

125,4

7,44

3,15

4,29

99

453

19,7

2,5

38

7.11.02.

36

29

60,0

36,0

131,1

7,23

2,95

4,44

1870

3217

7,8

0,8

42

9.09.02

411

325

62,5

37,5

124,1

7,50

2,95

4,55

1870

3217

7,8

1,0

49

21.01.00.

320

253

42,9

25,9

156,1

6,34

2,55

3,79

1241

942

2,9

0,4

7.09.02.

273

216

62,6

30,0

129,0

7,31

2,91

4,40

5285

5411

19,8

2,4

50

13.03.01.

382

302

0,3

0,04

139,8

6,92

2,63

4,29

1639

1

0

-

12.02.02.

419

331

0,4

0,2

132,7

7,18

2,75

4,43

1856

6

0,01

-

12.02.03.

384

304

47,2

28,4

125,3

7,44

2,79

4,65

1787

1642

4,3

0,5

76

4.01.00.

401

317

34,8

20,8

148,1

6,63

2,25

4,38

1756

949

2,4

0,3

9.01.02.

496

392

8,7

5,1

130,0

7,27

2,63

4,64

2302

217

0,4

0,1

15.01.03.

363

287

52,8

31,7

123,7

7,52

2,75

4,77

1730

1988

5,5

0,7

6.02.04.

335

265

44,8

27,0

115,8

7,95

3,15

4,80

1610

1645

4,0

0,5

80

15.01.01.

27

21

55,7

28,0

146,0

6,70

3,35

3,35

90

81

3,0

0,4

82

10.03.00.

355

281

40,3

24,3

153,7

6,43

2,28

4,15

1474

1023

2,9

0,4

85

12.03.00.

375

297

41,6

24,8

150,9

6,53

2,19

4,34

1628

1170

3,1

0,4

14.06.01.

288

228

31,6

18,6

141,3

6,87

2,79

4,08

1175

537

1,9

0,2

12.02.02.

385

305

0,7

0,04

133,2

7,16

2,75

4,41

1700

1

-

-

12.02.03.

400

317

48,6

29,1

129,1

7,30

2,75

4,55

1821

1755

4,4

0,6

30.02.04.

389

308

44,3

26,7

122,5

7,59

3,03

4,56

1773

1452

3,7

0,5

90

9.11.02.

190

150

62,6

37,5

129,4

7,29

2,79

4,50

855

1470

7,7

1,0

101

1.03.01.

283

224

16,9

10,2

141,8

6,85

2,92

3,93

1112

231

0,8

0,1

29.01.02.

367

290

1,6

0,8

134,6

7,11

2,75

4,36

1599

22

0,1

-

102

28.01.00.

511

404

44,2

26,1

151,2

6,49

2,58

3,91

1998

1636

3,2

0,4

27.02.01.

596

471

28,0

16,9

140,1

6,90

2,71

4,19

2497

995

1,7

0,2

30.01.02.

476

377

1,2

0,5

132,8

7,17

2,75

4,42

2105

18

0,04

-

30.01.03.

423

335

49,2

30,0

126,3

7,40

2,95

4,45

1883

1928

4,5

0,6

30.02.04.

430

340

44,4

26,9

119,7

7,74

3,03

4,71

2025

1681

3,9

0,5

105

19.01.00.

615

486

42,7

25,7

150,1

6,55

2,40

4,15

2552

1952

3,2

0,4

25.02.03.

309

245

50,5

30,2

126,8

7,39

2,75

4,64

1435

1489

4,8

0,6

13.02.04.

298

235

47,7

28,8

120,0

7,72

3,03

4,69

1395

1381

4,4

0,6

106

14.03.00.

597

472

0,6

0,4

150,4

6,54

2,25

4,29

2560

17

0,03

-

22.03.01.

543

430

14,6

8,6

140,2

6,91

2,89

4,02

2183

370

0,7

0,1

5.02.02.

459

363

0,7

0,3

132,5

7,18

2,75

4,43

2034

10

0,02

-

25.02.03.

374

296

52,3

31,7

126,3

7,40

2,63

4,77

1784

2050

5,5

0,7

107

25.04.00.

317

251

42,5

26,0

146,0

6,70

2,50

4,20

1332

1040

3,3

0,4

11.04.01.

420

332

47,8

28,8

138,5

6,90

3,13

3,84

1613

1523

3,6

0,5

14.02.02.

550

435

0,9

0,3

131,4

7,21

2,75

4,46

2453

12

0,02

-

11.03.03.

452

357

51,3

30,9

124,9

7,46

2,68

4,78

2158

2348

5,2

0,7

13.05.04.

430

340

31,7

19,0

117,2

7,87

3,03

4,84

2081

981

2,3

0,3

109

23.03.01.

414

327

42,7

25,7

139,1

6,95

2,68

4,27

1768

1352

3,3

0,4

7.02.02.

465

368

1,1

0,5

130,2

7,26

2,75

4,51

2098

18

0,04

-

14.14.03.

450

356

58,0

30,0

124,0

7,50

2,75

4,75

2138

2189

4,9

0,6

11.05.04.

430

340

31,3

18,7

117,5

7,86

3,03

4,83

2077

957

2,2

0,3

112

19.01.00.

593

469

0,4

0,2

150,8

6,53

2,45

4,08

2419

8

0,01

-

18.02.03.

318

252

51,0

30,6

125,2

7,44

2,60

4,84

1541

1643

5,2

0,6

6.04.04.

243

192

47,5

28,6

116,8

7,89

2,79

5,10

1240

1155

4,8

0,6

115

14.01.00.

538

425

37,1

22,4

151,5

6,50

2,53

3,97

2136

1297

2,4

0,3

13.02.01.

451

357

35,8

21,6

142,8

6,81

2,75

4,06

1830

1049

2,3

0,3

18.02.02.

442

350

40,3

24,3

134,3

7,21

2,75

4,37

1933

1342

3,0

0,4

8.01.03.

316

250

51,1

31,3

127,2

7,37

2,70

4,67

1476

1650

5,2

0,7

23.01.04.

310

245

50,7

30,6

120,7

7,68

2,95

4,73

1466

1563

5,0

0,6

26.08.04.

300

237

11,3

6,9

116,0

7,91

2,85

5,06

1518

490

4,0

0,1

116

11.01.00.

576

456

46,1

28,0

152,2

6,48

2,44

4,04

2327

2082

3,6

0,5

15.02.01.

540

427

34,1

20,6

140,8

6,889

2,87

4,02

2172

1156

2,1

0,3

18.02.02.

455

360

39,4

23,8

133,2

7,16

2,75

4,41

2008

1346

3,0

0,4

9.01.03.

273

216

49,0

29,2

126,4

7,40

2,79

4,61

1259

1221

4,5

0,6

23.01.04.

290

230

58,5

35,5

118,0

7,83

2,95

4,88

1417

2114

7,3

0,9

27.08.04.

261

206

15,9

9,7

115,8

7,45

2,59

4,86

1268

663

5,1

0,1

118

14.01.00.

390

309

83,2

51,0

151,0

6,52

2,28

4,24

1654

10166

26,1

3,2

22.02.01.

344

272

0,3

0,04

139,5

6,93

2,73

4,20

1443

1

-

-

9.01.02.

273

216

23,6

14,2

125,9

7,42

2,75

4,67

1275

402

1,5

0,2

119

11.01.00.

496

392

86,6

53,3

153,0

6,45

2,60

3,85

1910

16967

34,2

4,2

120

4.04.01.

337

267

55,1

33,3

137,6

7,00

2,79

4,21

1419

1817

5,4

0,7

11.03.03.

300

237

50,9

30,5

122,4

7,59

2,58

5,01

1504

1593

5,3

0,7

11.05.04.

275

218

31,7

19,0

115,6

7,96

3,03

4,93

1356

639

2,3

0,3

121

7.01.00.

366

290

35,9

21,5

146,6

6,68

2,44

4,24

1552

883

2,4

0,3

20.11.01.

428

339

31,4

18,8

137,6

7,00

2,75

4,25

1819

845

2,0

0,2

11.04.02.

296

234

31,2

18,8

128,4

7,33

2,75

4,58

1354

628

2,1

0,3

18.02.03.

306

242

50,9

30,6

125,1

7,45

2,87

4,58

1403

1496

4,9

0,6

6.04.04.

275

218

43,0

26,0

115,6

7,96

3,03

4,93

1356

1059

3,8

0,5

122

9.02.00.

300

237

40,4

24,3

149,7

6,57

2,60

3,97

1192

827

2,8

0,3

13.04.01.

341

269

54,4

32,5

137,6

7,00

2,80

4,20

1432

1737

5,1

0,6

131

14.01.02.

480

380

54,7

32,8

139,1

6,95

2,75

4,20

2016

2495

5,2

0,7

11.05.04.

243

192

31,7

19,0

123,6

7,52

3,03

4,49

1092

515

2,1

0,3

153

11.04.02.

298

236

61,5

37,3

125,3

7,44

2,95

4,49

1338

2269

7,6

1,0

202

12.06.01.

69

55

58,8

34,5

135,7

7,07

2,75

4,32

298

415

6,0

0,7

Таблица 2.2.7.2

Геолого-промысловые данные об обводнившихся скважинах месторождения «Денгизкуль»

№

Обводнившиеся скважины

Альтитуда, м

ГВК, м

Интервал установки пакера, м

Интервал залегания продуктивных горизонтов, м

Расстояние между кровлей продуктивного горизонта и верхним интервалом перфорации

Интервал перфорации, м

1

1-СД

278

2610

5476

2502-2579

+6

2508-2539

2

4-СД

261

2593

-

2522-2601

-4

2526-2548

3

40

278

2610

2469

2470-2532

-45

2515-2557

4

73

-

-

-

-

-

2536-2558

5

83

287

2619

-

2417-2544

-55

2572-2592

6

100

259

2591

2490

2485

-35

2520-2553

7

124

279

2611

2500

2496-2528

-34

2530-2570

8

125

276

-

2504

2500-2546

-11

2511-2588

9

127

277

2609

2509

2520-2561

-54

2574-2530

10

128

264

2596

2497

2491

-14

2515-2568

11

129

264

2596

2523

2530

-7

2537-2587

12

130

267

2599

2488

2506-2580

-15

2521-2564

13

135

274

2606

2513

2536-2570

-34

2570-2562

Эти обводнения вызывают ряд осложнений при отборе газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки.

Одним из более доступных способов выявления обводнения газовых скважин пластовой водой является метод гидрохимического контроля.

На месторождении «Денгизкуль» регулярно ведется гидрохимический контроль в процессе разработки [40].

В таблице 2.2.7.1.представлены результаты гидрохимического контроля за период 2000-01.10.2004 гг.

Из таблицы видно, что из 32 действующих скважин, 23 скважины (№35, 37, 38, 42, 49, 76, 80, 82, 85, 102, 105, 107, 109, 115, 116, 118, 119, 120, 121, 122, 135, 153, 202) эксплуатируются с большим содержанием солей ионов хлора от 14,6 г/л (скв.1) до 62,6 г/л (скв. 106), а в пластовой -- 59,3 г/л.

Процент обводненности изменяется от 0,1 (скв. 76) до 2,5 (скв.37).

В настоящее время из-за вторжения пластовой воды 11 скважин (№1- СД, 4-СД, 40, 73, 83, 100, 124, 125, 127, 128, 129) простаивают.

На простаивающих скважинах необходимо:

- поднять пакер или разбурить;

- установить место притока воды;

- провести изоляционные работы.

Если невозможно провести изоляционные работы и нельзя перевести вверх, то они подлежат ликвидации.

Сведения по этим скважинам приводятся в таблице 2.2.7.2.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДЕНГИЗКУЛЬ» И РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Показатели разработки месторождения «Денгизкуль»

Основная задача при отборе сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата состоит в выборе такой системы разработки, при которой обеспечивается минимум приведенных затрат на отбор и добычу заданным государственным планом объемов газа и конденсата, при заданной степени надежности и соблюдения норм и требований охраны недр и максимального квалифицированного использования пластовых ресурсов.

Отбор сухого газа, извлечение конденсата из пласта добыча стабильного конденсата является комплексной задачей, решаемой на базе промысловой геологии, гидродинамики, термодинамики, экономики и вычислительной техники с учетом наиболее полного использования газа потребителем [41,42].

3.1.1 Показатели промышленного отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата

По состоянию прошлого года месторождения характеризуются: Месторождение «Денгизкуль» [43].

1. Пробурено 95 скважин, из них:

- эксплуатационных 62 скважин;

- действующих 32 скважин.

2. Отобрано с начала разработки 88,660 млрд. м3 или 55,45% от утвержденных запасов сухого газа.

3. Извлечено из пласта 1472,207 тыс.т конденсата или 38,77% от балансовых утвержденных запасов конденсата.

4. Добыто 451,7 тыс. т стабильного конденсата или 33,13% от величины извлекаемого из недр конденсата.

5. Пластовое давление составило:

- по залежи 127,4 кг/см ;

- в зоне расположения скважин 114,1 кг/см .

6. Пластовое давление по залежи снизилось на 145,6 кг/см2 или на 53,33% от первоначальной величины - 273,0 кг/см2.

Газ из месторождений подается по соединительным газопроводам на МГПЗ. Общими принципами объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата являются:

- суммарные объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата;

- депрессия на пласт;

- расчеты производятся для условий газового режима работы залежи газа.

Отличительными признаками объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата являются:

- количество эксплуатационных скважин;

- годовые объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата;

- сроки промышленной разработки;

- текущие пластовые и устьевые давления;

- текущие дебиты скважин;

- сроки ввода ДКС и максимальная расчетная мощность по второму варианту.

В процессе разработки месторождения уточнялись:

- величины дренируемых запасов сухого газа;

- характер дренирования газовой залежи;

- состав пластового газа и конденсата.

Таблица 3.1.1.1

Исходные данные использованные в технологических расчетах месторождений «Денгизкульской группы»

№

Наименование

Единица измерения

Величина

1

2

3

4

1

Средняя глубина залежи

м

2410

2

Размеры залежи: длина

км

36

Ширина

км

12

3

Площадь газоносности

км2

74,694

4

Средняя эффективная толщина

м

53

5

Средняя газонасыщенность

доли ед.

0,36-0,76

6

Пористость

доли ед,

0,11-0,16

7

Проницаемость

мл. Дарси

33,88

8

Начальное пластовое давление

кг/см2

273,0

9

Пластовая температура

°С

98,0

10

Плотность газа

кг/м3

0,651

11

Потенциальное содержание конденсата на начало разработки

г/м3

22,9

12

Утвержденные запасы:

Газ (сырой)

млрд. м3

160,589

Газ (сухой)

млрд. м3

159,899

Конденсат (балансовый)

тыс. т

3516,899

Конденсат (извлекаемый)

тыс. т

2989,364

13

Суммарный отбор сухого газа

млрд. м3

88,660

14

Суммарное извлечение конденсата из пласта

тыс. т

1363,548

15

Суммарная добыча стабильного конденсата

тыс. т

525,951

16

Текущее пластовое давление в залежи

кг/см2

127,4

17

Текущее пластовое давление в зоне скважин

кг/см2

114,1

18

Содержание конденсата в отбираемом газе

г/м3

11,0

19

Содержание кислых компонентов:

сероводород

% объемн.

5,6

углекислыйгаз

% объемн.

3,7

20

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

A (t)

8,6

B(t)

0,0349

21

Коэффициент е2s

1,40994

22

Страница:


Подобные документы

  • Разработка Юрчукского месторождения

    Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015

  • Проектное решение по разработке месторождения

    Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.

    дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010

  • Исследование нагнетательных скважин на месторождении

    Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

    курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013

  • Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

    Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015

  • Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

    Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.

    дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012

  • Разработка Киняминского месторождения

    Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

    курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014

  • Подготовка газа Уренгойского месторождения к транспорту

    Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения. Описание оборудования для очистки и одоризации газа. Рассмотрение источников и основных производственных опасностей на месторождении. Определение себестоимости газа, расчет заработной платы.

    дипломная работа [4,5 M], добавлен 21.10.2014

  • Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

    Геолого-физические сведения о Новоуренгойском месторождении. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза: продуктивность пластов, нефтегазоносность, пластовые флюиды. Анализ состояния разработки: фонд скважин, показатели эксплуатации, газоотдача.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 12.11.2014

  • Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

    Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.

    презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013

  • Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин

    Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.

    презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены