Анализ разработки месторождения Самантепе

В настоящей работе, в соответствии с регламентирующими документами [7, 11], прогноз разработки осуществляется на утвержденные запасы газа месторождения Самантепе в целом, тем более, что они близки с оцененной выше величиной текущих запасов газа, дренируемых скважинами, расположенными на участке залежи месторождения Самантепе на территории РУз (рисунок 3.2).

Глава IV.Технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения Самантепе

4.1 Обоснование расчётной модели

В настоящей работе прогнозирование технологических показателей разработки месторождения Самантепе выполнялось для условий газового режима методом последовательной смены стационарных состояний [11]. Согласно этому методу в период постоянной добычи по заданному уровню годового отбора газа определяется среднее пластовое давление на конец года. Далее определяются дебит средней скважины, давление и температура на устье скважины, их количество и т.д.

Изменение во времени среднего пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи [10]:

здесь P_t , Р_н - текущее и начальное пластовые давления, кг/см²; SQ_fl06 (t), V_H- накопленная добыча газа и начальные запасы, приведённые к нормальным условиям, млрд.м ; z_н = z(Pи,Tн), z(P_t, Т_пл) - начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа.

При прогнозировании параметров технологического режима работы эксплуатационных скважин при постоянной депрессии на пласт давление на забое определяется из уравнения:

P_t - Р_с = д(f), (4.2)

здесь Р_с - давление на забое скважин, кг/см²; 5 (t) - текущая депрессия на пласт, кг/см².

При найденном значении P_t и заданной величине 5(t) по уравнению (4.2) вычисляется забойное давление Р_с.

Из уравнения притока газа к забою скважины:

P_t²-P_c²=Aq+Bq², (4.3) ;

определяется дебит скважины:

здесь А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q - дебит скважины, тыс. м³/сутки.

Количество эксплуатационных скважин для разработки месторождения, необходимых в период постоянной добычи, определяется из соотношения:

здесь К - число дней работы скважин в году; Q_ДОб(t) - отбор газа в t^OM году; q(t) - дебит скважины .

Величина рабочего устьевого давления скважины определяется по формуле Адамова-Брискмана [8]:

P²₃ = P_y²e^2S+0q². (4.6)

В период падающей добычи при постоянном числе скважин «n» объём годовой добычи газа определяется по формуле:

Qr = УQ_дo6(t_m) - УQ_доб(t₁), (4.7)

здесь У Q_доб(t₁), УQ_доб(t_m) - накопленные отборы газа в начале и конце года, которые находятся по соотношению (4.1) из расчета изменения пластового давления от P(t₁) до P(t_m).

При этом задается шаг изменения пластового давления АР в интервале времени:

и производится необходимое число итераций до выполнения условия:

Дебиты скважин q(t₁), q(t₂) рассчитываются по формуле 4.4, при этом учитывая ограничения на технологический режим работы скважин (постоянство депрессии на пласт, либо устьевого давления).

Для месторождений сероводородсодержащего газа имеется также дополнительное ограничение по скорости потока газа в стволе скважины, с целью минимизации коррозии скважинного оборудования [8].

Скорость потока газа на устье скважины определяется по формуле:

V_y = 0,52qT_yz_y/d²P_y. (4.10)

Из опыта разработки аналогичных залежей для высокосернистого месторождения Самантепе скорость потока газа на устье скважин не должна превышать 10 м/с, чтобы минимизировать скорость коррозии скважинного оборудования.

4.2 Исходные данные для технологических расчетов

Исходные данные для проектирования технологических показателей разработки подготавливаются на основании изучения результатов геологоразведочных работ (ГРР), материалов подсчета запасов углеводородов и сопутствующих компонентов, результатов газодинамических и газоконденсатных исследований разведочных и эксплуатационных скважин, анализа разработки залежи [1].

В пределах Узбекской части месторождения Самантепе проведено опробование в 15 скважинах в 44 интервалах (таблица А1). Продуктивные характеристики «средней» скважины определены по результатам газодинамических исследований, проведенных в период разведки месторождения и в процессе его эксплуатации [1, 2, 3, 4]. Газоконденсатная характеристика изучена по результатам исследований на газоконденсатность двух скважин (скв. 7, 73) [4].

Исходная информация для проектирования технологических показателей разработки участка месторождения Самантепе на территории РУз представлена в таблицах 4.1, 4.2.

5. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки месторождения Самантепе

5.1 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта

Согласно рекомендуемому 2 варианту разработки участка месторождения Самантепе на территории РУз для осуществления добычи газа в объеме 2 млрд.м требуется эксплуатационный фонд из 23 скважин, из которых 15 подлежат бурению. Учитывая, что наряду с эксплуатацией участка месторождения Самантепе на территории РУз, в 2009 г. ожидается возобновление добычи газа на Туркменском участке в объеме 3 млрд.м /год, в 2016 году прогнозируется ввод дожимной компрессорной станции (ДКС) с рабочей мощностью 10,4 МВт и давлением на выходе 62,5 кг/см . Для бесперебойной и надежной подачи на МГПЗ газа, добываемого на месторождениях Самантепе и Уртабулак, требуется строительство и ввод (к концу 2008 г.) нового газопровода высокосернистого газа Уртабул ак-МГПЗ.

5.2 Размещение и порядок ввода скважин в эксплуатацию

Месторождение Самантепе характеризуется резкой неоднородностью коллекторских свойств, как по разрезу, так и по площади, причем четкой закономерности в изменении коллекторских свойств из-за низкого качества промыслово-геофизических исследований проследить не удается [1, 2, 4]. Учитывая это обстоятельство, в настоящей работе принимается равномерное размещение проектных эксплуатационных скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 700-1000 м. Учитывая продуктивность отдельных пачек, проектные скважины располагаются в зоне наибольшего развития газонасыщенной мощности массивных известняков, обладающих лучшими коллекторскими свойствами. Общее количество эксплуатационных скважин, необходимых для реализации объемов добычи УВ, прогнозируемых в рекомендуемом варианте разработки, составляет 23, в т.ч. подлежат бурению.

Очередность бурения проектных эксплуатационных скважин на месторождении Самантепе приведена в таблице 5.1, а их размещение на рисунке 5.1.

5.3 Рекомендации по контролю за разработкой

На дату составления настоящего проекта промышленной разработки геолого-разведанные работы на месторождении Самантепе закончены, выполнен подсчет запасов газа, конденсата и серы с утверждением их в ГКЗ РУз (протокол № 282 от 28.12.2006 г.). Участок месторождения на территории Узбекистана в ОПЭ с 2006 г. За истекший период разработки задачи ОПЭ практически решены. Однако, имеются вопросы требующие своего решения или уточнения в процессе промышленной разработки и эксплуатационного разбуривания месторождения. К числу этих вопросов относятся:

уточнение геологического строения месторождения с детализацией по отдельным пачкам с различной емкостной и фильтрационной характеристиками;

уточнение запасов газа методом материального баланса;

изучение продуктивности ангидритовой пачки и пластовых известняков, влияние их на процесс разработки месторождения;

уточнение положения ГВК и контроль за его изменением в процессе разработки;

изучение влияния трещиноватости пород на процесс продвижения пластовых вод;

уточнение газоконденсатной характеристики и состава пластового газа;

определение температурного режима работы скважин и потерь давления в системе сбора и транспорта газа; изучение характера дренирования залежи и распределения пластового давления по залежи в зависимости от времени и темпа отбора газа. Изучение взаимовлияния газовых залежей Самантепинского и Хаузакского месторождений.

Таблица 5.1 - Динамика бурения и ввода в эксплуатацию скважин на участке месторождении Самантене на территории РУз в соответствии с рекомендуемым вариантом разработки

Годы	Фонд скважин, всего/№№ скв.
	в бурении	в консервации	действующих	всего
2008	4/81,82*, 86, 87		11/71-80, 82	14
2009	5/88, 89, 90,91,92		14/71 - 82, 86, 87	19
2010	4/83,84,85,93	2/91,92	17/71-82, 86-90	23
2011		3/84, 85, 93	20/ 71 - 83, 86 - 92	23
2012-2035			23/71 -93	23

* - скважины вводимые в эксплуатацию в течение года



Все вышеперечисленные вопросы могут быть решены только при надлежащей организации контроля за разработкой месторождения методами промгеофизики, гидрогеологии и гидрохимии, а также путем проведения гидродинамических исследований.

Для контроля за разработкой месторождения рекомендуется ежеквартально осуществлять замеры статических устьевых и раз в год контрольные глубинные замеры пластового давления по всему фонду эксплуатационных скважинах.

Для изучения взаимовлияния газовых залежей Самантепинского и Хаузакского месторождений, а также продвижения ГВК необходимо регулярно выполнять геофизические исследования.

В процессе разведки Самантепинского месторождения промыслово-геофизические исследования, вследствие конструктивных особенностей скважин, мало пополнили сведения по геологическому строению залежи [3]. В связи с этим, задача дальнейшего уточнения геологического строения продуктивного разреза и его ФЭС возлагается на эксплуатационные скважины, в которых рекомендуется проведение полного комплекса геофизических исследований.

В скважинах вышедших из бурения рекомендуется проведение НГК-60, ГК, АК, БК, ИК, ДС, КС, ПС, БКЗ, АКЦ, ЛМ.

В процессе разработки в проектных эксплуатационных скважинах необходимо проводить НГК-70, НК-Т (двухзондовый), термометрию не реже 2-х раз в год.

С целью определения профиля притока в скважинах необходимо проведение дебитометрии.

Результаты промыслово-геофизических исследований используются:

для выявления закономерностей изменения емкостных фильтрационных характеристик по площади и разрезу и для уточнения запасов газа;

выявления степени активности пластовых вод.

Для контроля за продвижением ГВК и обводненностью продукции газовых скважин рекомендуются гидрохимические методы:

ежеквартальный отбор проб воды из контрольных и газодобывающих скважин на полный химический анализ.

ежеквартальные замеры статических уровней в контрольных (пьезометрических) скважинах.

Для уточнения и контроля газоконденсатной характеристики, а также состава пластового газа рекомендуется ежегодно исследовать на конденсатность не менее 3-х скважин, расположенных в различных частях залежи. Исследования должны проводиться по одним и тем же скважинам.

Для уточнения содержания кислых компонентов в газе и контроля за их изменением в процессе разработки рекомендуется проведение полевых определений сероводорода и углекислоты по всему фонду эксплуатационных скважин. Исследования проводятся не реже раза в год. Одновременно с этим необходим контроль за составом газа, поступающего на завод (МГПЗ).

С целью уточнения продуктивности скважин рекомендуется проведение исследований на большом диапазоне депрессий. Исследования должны проводиться перед вводом скважин в эксплуатацию, через 6 месяцев и в последующем один раз в год по всему фонду. При этом необходимо также проведение исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации.

В процессе исследования газовых скважин следует особое внимание обратить выявлению факторов, ограничивающих величину рабочего дебита: конусообразование, разрушение пласта и т.д. Исследуемые скважины должны быть оборудованы трапами высокого давления, либо породоуловителями.

Исследования скважин следует производить с подачей газа в газопровод, пока имеется возможность обеспечения критического истечения. При проектировании УКПГ следует предусмотреть возможность индивидуального замера объемов газа, конденсата и воды по каждой скважине.

Для оценки запасов газа методом материального баланса необходимо ежеквартально производить замер статических давлений по всему фонду газодобывающих скважин. В отдельных скважинах осуществляются глубинные замеры пластовых давлений - не реже одного раза в год. С этой целью

необходимо вести тщательный учет добываемых газа, конденсата и воды и различного рода потерь газа.

С целью контроля работы системы сбора и подготовки газа необходимо раз в полгода производить контрольные замеры давлений и температур в системе пласт-скважина-шлейф-УКПГ. При этом следует определять потери давления в этой системе до и после ее продувки и выявлять необходимую частоту продувок.

Выполнение вышеперечисленных исследований является обязательным на весь период промышленной разработки месторождения Самантепе.

Заключение

Основной задачей настоящего является нахождение комплекса оптимальных технико-экономических решений по добыче газа, конденсата и серы на участке залежи месторождения Самантепе, расположенном на территории Республики Узбекистан.

Самантепинское газоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., расположено на территории Каракульского района Бухарской области Республики Узбекистан и Туркменабадского района Республики Туркменистан в 50 км к юго-востоку от г. Чарджоу, на правобережье реки Амударьи.

Промышленная газоносность месторождения Самантепе приурочена к отложениям верхней юры, включающих в себя сульфатно-карбонатную пачку (СКП), подстилающую ее пачку пластовых известняков (XV₁ горизонт) в массивных известняков, залегающих в подошвенной части (XV₂ горизонт).

Газоконденсатная залежь массивного типа, водоплавающая с размерами 21,8x7,8 км (в границах подсчета), этаж газоносности 180 м, площадь 94,93 км², глубина залегания 2325-2506 м. ГВК определён на абсолютной отметке -2304 м.

Начальное пластовое давление месторождение Самантепе составляет 273,4 кг/см² . Пластовая температура на середину этажа газоносности составляет - + 98 °С.

Свободный газ рассматриваемого месторождения является сероводородно-углекисло-углеводородным. Содержание сероводорода и углекислого газа составляют соответственно 3,02 и 3,93 % (объемн.). Конденсаты месторождения Самантепе тяжелые: удельный вес - 0,8294

г/см . Среднее текущее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе составляет 14,1 г/м [4].

Утвержденные ГКЗ (протокол № 6047 от 18.09.1970 г.), промышленные запасы месторождения Самантепе в целом, составляют: газа (сырого) -101374 млн. м , в том числе конденсата (геол./извл.) - 1824/1642 тыс. т.

Начальные утвержденные ГКЗ РУз (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) запасы газа, конденсата, серы категории C₁ в пределах площади газоносности месторождения Самантепе, находящейся на территории Узбекистана в целом составляют: газ (сухой) - 39254 млн.мЗ, конденсат (геол./извл.) - 553/492 тыс.т., сера - 1605 тыс.т.

По состоянию на 01.01. 2010 г. на месторождении Самантепе пробурены 64 скважин, из них 22 разведочные (скв. 1 - 22), 28 эксплуатационных (скв. 23, 31 - 36, 40 - 43, 47 - 54, 56, 57, 58, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 71-78), 6 контрольных (скв. 24, 25, 26, 28, 29, 45). Из общего количества пробуренных скважин на территории РУз расположены 20, в том числе 7 разведочных (скв. 7, 8, 11, 15, 16, 17, 20), девять эксплуатационных (скважины 36, 71-78), три контрольных (скв. 25, 26, 45).

Все скважины разведочного фонда были ликвидированы, как выполнившие свое назначение. В ожидании ликвидации эксплуатационная скважина 36. В действующем фонде восемь скважин (скв. 71-78). Кроме того, две скважины (скв. 79, 80) находятся в бурении.

В настоящей работе рекомендуется следующая конструкция проектных эксплуатационных скважин:

направление 530 мм, глубина спуска 7 м;

кондуктор 299 мм, глубина спуска 255 м;

промежуточная колонна 2199 мм, глубина спуска 2410 м;

эксплуатационная колонна, глубина спуска 2550 м.

Проектные скважины располагаются в зоне наибольшего развития

газонасыщенных мощностей, по треугольной сетке с расстоянием между

скважинами 700 - 1000 м.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений по результатам исследований эксплуатационных скважин участка месторождения Самантепе на территории РУз в среднем составляют: а=22,5; в=0,069.

По результатам выполненных исследований для прогнозирования показателей разработки в настоящей работе принят технологический режим работы эксплуатационных скважин при постоянной депрессии на пласт 50 кг см². При этом в целях минимизации коррозии скважинного оборудования величина устьевой скорости потока газа не должна превышать 10 м/с.

На 01.01.2008 г. за период возобновления добычи на Узбекском участке месторождения Самантепе (2006 -2007 гг.) из залежи отобрано 1164 млн.м и 21 тыс.т конденсата. При этом утилизировано 4,5 тыс.т конденсата или 24 % от извлеченного из недр конденсата (21 тыс.т).

В соответствии с техническим заданием, в настоящем отчете рассмотрены два варианта промышленной разработки участка залежи месторождения Самантепе расположенного на территории РУз с годовым отборами газа 1,5 и 2,0 млрд. м и одновременным отбором газа на Туркменском участке залежи.

В качестве исходной информации для проектирования разработки месторождения Самантепе использовались:

данные бурения, опробования, исследований разведочных и эксплуатационных скважин;

материалы подсчета запасов УВ и сопутствующих компонентов;

имеющиеся данные ОПЭ газоконденсатной залежи, в том числе участка месторождения на территории РУз в период ОПЭ;

имеющиеся замеры статики, рабочих устьевых и глубинных давлений и газодинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин.

С использованием принятой расчётной модели, на базе подготовленной исходной информации были выполнеы прогнозные расчеты технологических показателей разработки месторождения Самантепе по 2 обозначенным выше вариантам.

Вариант 1. Разработка месторождения в целом с годовым отбором газа 4,5 млрд. м³, в том числе 1,5 млрд.м³ на участке залежи, расположенного на территории РУз, - действующим фондом из 16 скважин. При этом на территории РУз за рассмотренный срок промышленной разработки (28 лет) будет отобрано 25,8 млрд.м газа, в том числе извлечено из недр 379,7 тыс.т конденсата, из этого количества утилизировано 113,9 тыс.т. Из добытого газа будет произведено 1181,0 тыс.т серы. Период постоянного отбора продлится 6 лет, к началу 2016 года разработки потребуется ввод ДКС с максимальной рабочей расчетной мощностью 10,4 МПа.

Вариант 2. Разработка месторождения в целом с годовыми отбором газа 5,0 млрд. м³, в т.ч. 2,0 млрд.м³ на участке залежи, расположенном на территории РУз, 2 млрд. м - на участке залежи РУз, - действующим фондом из 23 скважин. При этом на территории РУз за рассмотренный срок промышленной разработки (24 года) будет отобрано 30,4 млрд.м³ газа, в том числе извлечено из недр 323,2 тыс.т конденсата, из этого количества утилизировано 96,9 тыс.т. Из добытого газа будет произведено 1003 тыс.т серы. Период постоянного отбора продлится 8 лет, к началу 2016 года разработки потребуется ввод ДКС с максимальной рабочей расчетной мощностью 12,4 МПа.

Экономическая оценка выполнялась при действующей цене на часть добываемого Самантепинского и Уртабулакского газа 18840 сум/1000 м (франко-завод), а также реализации остальной части газа на экспорт по цене 160 долл./тыс.м³ (франко-борт), с учетом затрат на поставку этой части газа от МГПЗ до Северной границы Республики Узбекистан с Казахстаном, конденсат - 58,54 долл./т. (франко-промысел).

По результатам выполненной экономической оценки к внедрению рекомендуется вариант 2 промышленной разработки участка месторождения Самантепе на территории РУз с годовым отбором газа 2 млрд.м³, который наиболее эффективный не только с учетом затрат на разработку самого месторождения, но окупает (совместно с добычей углеводородов на Уртабулаке) также затраты на строительство нового газопровода Уртабулак-МГПЗ для транспорта на завод высокосернистого газа добываемого на месторождениях Самантепе и Уртабулак.

Ниже приведены основные технико-экономические показатели рекомендуемого варианта промышленной разработки месторождения Самантепе, оцененные совместно с показателями добычи УВ на месторождении Уртабулак.

Показатели Единицы измерения

Суммарная добыча газа млн.м³ 41984,00

среднегодовая добыча газа млн.м³ 1749,33

Суммарная добыча конденсата тыс.тн 385,18

Срок разработки лет 24

Фонд скважин штук 40,00

Бурение скважин штук 12,00

Затраты на производство млн.долл. 589,00

Капвложения млн.долл. 322,69

Прибыль балансовая млн.долл. 619,08

в т.ч. среднегодовая млн.долл. 25,80

Денежный поток

при ставке дисконта 0% млн.долл. 510,38

при ставке дисконта 10% млн.долл. 100,95

при ставке дисконта 15% млн.долл. 13,99

Внутренняя норма рентабельности % 16,07

Срок окупаемости лет 6

Доход государства (налоги и платежи) млн.долл. 740,06

В работе уточнены дренируемые запасы газа месторождения Самантепе

методом материального баланса, предложены решения по бурению и вскрытию продуктивного разреза, обустройству системы подготовки и транспорта добываемой продукции и программа контроля за разработкой участка залежи месторождения расположенного на территории РУз.

Список использованных источников

1. И.А.Каримов «Все наши планы и программы служат для ускоренного развития страны для повышения блага народа», Тошкент, 2011.

2.Соколов В.Я. и др. Подсчет запасов газа месторождения Самантепе, расположенного в Фарабском районе Туркменской ССР (по состоянию на 31.03.1970 г.). Фонды объединения «Туркменгазпром», 1970.

3. Бурлуцкая И.П. и др. Отчет по подсчету запасов газа, конденсата, серы и соггутствующих компонентов месторождения Самантепе (Узбекская часть), 2002.

4. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Самантепе на территории Республики Узбекистан, фонды «УзЛИТИнефтгаз, 2005 г.

5. Деревянко В.И. и др. Пересчет запасов УВ на месторождении Самантепе Узбекская часть), Ташкент, 2006 г.

6. Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Денгизкуль, Сев.Денгизкуль, Хаузак, Шады (по состоянию на 01.01.1996 г.). Ташкент, фонды УзЛИТИнефтгаз, 1996 г.

7. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: «Недра», 1981 г.

8.Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: «Струна», 1998.

9. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: «Недра», 1980.

10.Макушев Ф.И. и др. Проект разработки газоконденсатного месторождения Самантепе. Ташкент, фонды УзЛИТИнефтгаз, 1975.

11.Методическое руководство по подсчету запасов газа методом материального баланса. Отчет по теме Г - 01 - 76, фонды ВНИПИГазДобыча, 1970.

12. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: «Недра», 1981.

13. Геологическая и финансовая статистическая отчетность УДП Мубарекнефтегаздобыча» за 1986-2007 гг.

14. ПТЭО «Строительство газопровода Уртабулак-МГПЗ, фонды ОАО - У з ЛИТнефтгаз», 2008 г.

15.Техника и технология определения параметров скважин и пластов, Москва, «Недра».1989.

16.Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под редакцией Г.А.Зотова, З.С.Алиева. Москва, «Недра», 1986.

17. Мищенко И.Т. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Москва, Изд.Нефти и газа, 2002.

18.Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Обзор серии. Опыт и проблемы совершенствования разработки нефтяных и газовых месторождений Средней Азии и методы повышения ихнефтегазоотдачи. Ташкент: Фан. 1991.с.71.

19.Отчёт Нефтгазтадкикот «Комплексные газогидродинамические и газоконденсатные исследования на эксплуатируемых месторождениях Западного Узбекистана», 2008.

20. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. - Справочник работника газовой промышленности. - М., Недра, 1989., 286

21.Лапук Б.Б., Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений. М., Недра, 1974.,с.373.

www.google.com

www.oilgas.com.

http://oz/by/books

http://ru.cyokobid.com

http://cho-kak.ru/book/view

Размещено на Allbest.ru

...