Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Рациональная система разработки вводимого в эксплуатацию месторождения на примере Бованенковоского нефтегазоконденсатного

Рациональная система разработки вводимого в эксплуатацию месторождения на примере Бованенковоского нефтегазоконденсатного

Общие сведения о Бованенковском месторождении. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений. Физико-химическое описание пластовых флюидов. Размещение кустов эксплуатационных скважин, их ввод в эксплуатацию. Рекомендации по контролю за разработкой.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 29.10.2015
Размер файла 2,7 M
рефераты на заказ со скидкой

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.

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Введение

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

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

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

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

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

1.Геолого-физическая часть

1.1 Общие сведения о Бованенковском месторождении

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

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

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

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

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

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений п-ва Ямал

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

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

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

Палеозойская группа.

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

Мезозойская группа.

Триасовая система.

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

Юрская система.

Нижний отдел.

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

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

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

Плинсбахский ярус - низы тоарского яруса.

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

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

Средний отдел.

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

Ааленский ярус.

Вымская свита.

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

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

Батский ярус.

Малышевская свита.

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

Верхняя юра.

Верхнеюрские отложения на Бованенковской площади представлены абалакской и баженовской свитами.

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

Волжский ярус.

Баженовская свита.

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

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

Меловая система.

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

Нижний мел.

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

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

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

Верхний готерив - аптский ярусы представлены отложениями танопчинской свиты.

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

Альбский ярус.

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

Верхний альб-сеноманский ярусы.

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

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

Верхний мел.

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

Туронский ярус.

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

Коньяк-сантон-кампанский ярус.

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

Маастрихт-датский ярус.

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

Палеогеновая система.

Палеоцен.

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

1.3 Тектоника

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

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

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

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

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

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

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

1.4 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

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

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

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

1.5 Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

Сеноман.

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

Залежь ПК9-10.

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

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

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

Залежь ХМ1-2.

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

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

Залежь ТП1-6.

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

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

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

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

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика конденсата залежей

Залежь

ПК10

ХМ1-2

ТП1-6

Фракционный состав:

Начало кипения, ° С

130

104

123

10 % об. перегоняется при t, ° С

174

116

167

20%

185

127

182

30%

194

137

193

40%

202

148

201

50%

209

162

209

60%

213

179

217

70%

227

201

226

80%

239

226

236

90%

252

253

249

96%

267

271

Конец кипения,° С

281

281

273

Отогнано, % об.

99

98.7

98.6

Остаток, % об.

0.5

0.3

0.9

Потери, % об.

0.5

1

0.6

Молекулярная масса

156

130

150

Плотность р420, кг/м3

826.2

794.6

802.2

Показатель преломления nД20

1.453

1.4381

1.4531

Вязкость кинематическая м2/с10-6

при:

20° С

2.474

1.55

10° С

2.343

-

0° С

3.726

2.19

Содержание общей серы, % масс

0.016

0.03

0.058

Содержание твердых парафинов

0.06

Отс.

Температура, ° С:

- вспышки в закрытом тигле

53

- помутнения

-31

- застывания

ниже -60

Ниже - 60

Кислотность, мг КОН/100 мл

4.284

Смолы фактические, мл/100 мл топлива

8

2.Технологическая часть

2.1 Характеристика проекта разработки

2.1.1 Выделение эксплуатационных объектов

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

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

2.2 Стадии разработки месторождения

2.2.1 Выбор расчетного варианта разработки Бованенковского НГКМ

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

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

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

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

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

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

2.2.2 Краткая характеристика вариантов разработки месторождения

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

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

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

№

п/п

Залежь

(горизонт)

Запасы газа

Годовые отборы 115, 145, 90 млрд.м3

всего,

млрд.м3

%

от общих

Варианты I и II

Вариант III

Отбор на «полке»

% от запасов

Отбор на «полке»

% от запасов

1

сеноман

870,8

25,1

30

3,4

31

3,5

2

ТП1-6

2031,4

58,6

86

4,2

71

3,5

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

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

Вариант I характеризуется :

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

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

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

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

суммарная установленная мощность ДКС :

на базе ГПА-16 - 1024 МВт

на базе ГПА-25 - 1110 МВт

период нарастающей добычи газа - 6 лет;

период постоянной добычи газа - 11 лет;

сеноманская залежь вводится в разработку на 12-й год;

однонапорная внутрипромысловая система сбора газа.

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

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

диаметр НКТ 114мм;

количество эксплуатационных скважин - 173 ед.,

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

Вариант II характеризуется:

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

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

суммарная установленная мощность ДКС на базе ГПА-16 :

по сеноману - 544 МВт

по апту - 768 МВт

период нарастающей добычи газа - 6 лет;

период постоянной добычи газа - 8 лет;

сеноманская залежь вводится в разработку на 7-ой год;

двухнапорная внутрипромысловая система сбора газа.

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

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

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

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

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

суммарная мощность ДКС на базе ГПА-16 - 1280 МВт

период нарастающей добычи газа - 5 лет;

период постоянной добычи газа - 24 года;

сеноманская залежь вводится в разработку на 19-й год;

однонапорная внутрипромысловая система сбора газа.

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

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

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

2.3 Технологические показатели разработки рекомендуемого варианта БГКМ

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

Таблица 2.4 - Динамика добычи газа по залежам

Годы

Добыча газа, млрд.м3/год

Залежь

Всего по сеноман-апту

ТП 1-6

ТП 7-11

ХМ 1-2

ПК9-10

ПК 1

годовая

Суммарная

% отбора

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

Всего

УКПГ-1

УКПГ-2

Всего

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

Всего

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

Всего

1

12,0

12,0

3,0

3,0

15,0

15,0

0,4

2

26,0

26,0

4,0

4,0

30,0

45,0

1,3

3

1,9

39,1

41,0

4,0

4,0

45,0

90,0

2,6

4

16,9

39,1

56,0

0,1

3,9

4,0

60,0

150,0

4,3

5

18

39,1

13,9

71,0

0,1

3,9

4,0

75,0

225,0

6,5

6

20,7

39,1

25,5

85,3

0,8

3,9

4,7

90,0

315,0

9,1

7

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,6

10

10,7

24,3

115,0

430,0

12,4

8

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,6

10

10,7

24,3

115,0

545,0

15,7

9

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,4

9,4

10

22,8

1,5

115,0

660,0

19,0

10

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,4

9,4

10

22,8

1,5

115,0

775,0

22,4

11

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,4

9,4

10

22,8

1,5

115,0

890,0

25,7

12

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,3

8,9

9,6

21,8

1,5

1,0

1

115,0

1005,0

29,0

13

20,7

39,1

26,2

86,0

0,8

3,9

4,7

3,2

8,7

9,3

21,2

1,5

1,6

1,6

115,0

1120,0

32,3

14

20,6

39,1

26,1

85,8

0,8

3,9

4,7

3,1

8,5

9,1

20,7

1,5

2,3

2,3

115,0

1235,0

35,6

15

17,4

38,7

24,1

80,2

0,8

3,9

4,7

2,8

7,5

8,1

18,4

1,5

0,8

6,4

3,0

10,2

115,0

1350,0

38,9

16

14,7

37,8

22,2

74,7

0,6

3,4

4,0

2,5

6,7

7,2

16,4

1,4

4,3

8,7

5,5

18,5

115,0

1465,0

42,3

17

12,8

35,9

20,9

69,6

0,6

2,9

3,5

2,3

6,0

6,4

14,7

1,3

4,7

11,9

9,3

25,9

115,0

1580,0

45,6

18

11,4

34,0

19,1

64,5

0,6

2,6

3,2

2,0

5,4

5,9

13,3

1,2

4,6

14,8

10,6

30,0

112,2

1692,2

48,8

19

10,2

32,0

17,5

59,7

0,5

2,4

2,9

1,8

5,0

5,4

12,2

1,1

4,6

14,7

10,7

30,0

105,9

1798,1

51,9

20

9,2

30,0

16,2

55,5

0,5

2,1

2,6

1,7

4,5

4,9

11,1

1,0

4,6

14,6

10,8

30,0

100,1

1898,2

54,8

21

8,4

28,1

15,0

51,5

0,4

2,0

2,4

1,5

4,1

4,6

10,2

0,9

4,5

14,5

11,0

30,0

95,0

1993,2

57,5

22

7,8

26,1

13,8

47,6

0,3

1,7

2,0

1,4

3,8

4,2

9,4

0,8

4,5

14,5

11,0

30,0

89,9

2083,1

60,1

23

7,1

24,3

12,6

44,0

0,3

1,5

1,8

1,3

3,4

4,0

8,7

0,7

4,4

14,4

11,2

30,0

85,2

2168,3

62,5

24

6,4

22,5

11,5

40,4

0,3

1,3

1,6

1,1

3,1

3,8

8,0

0,6

4,3

14,3

11,4

30,0

80,6

2248,9

64,9

25

5,8

21,0

10,7

37,5

0,2

1,2

1,4

1,0

2,6

3,6

7,2

0,5

4,2

14,2

11,4

29,8

76,6

2325,5

67,1

26

5,5

19,5

9,9

34,9

0,2

1,1

1,3

0,8

2,2

3,4

6,4

0,4

4,1

13,9

11,3

29,3

73,0

2398,5

69,2

27

5,3

18,3

9,1

32,7

0,2

1,0

1,2

0,7

1,9

3,2

5,8

0,3

4,0

13,5

11,1

28,6

70,0

2468,5

71,2

28

5,0

17,1

8,4

30,5

0,1

1,0

1,1

0,6

1,6

3,0

5,2

0,2

3,9

12,2

10,7

27,7

66,1

2534,6

73,1

29

4,8

16,1

7,6

28,5

0,1

0,9

1,0

0,6

1,5

2,8

4,9

0,1

3,8

11,5

10,4

27,0

63,2

2597,8

74,9

30

4,5

15,1

6,9

26,5

0,1

0,8

0,9

0,5

1,3

2,5

4,3

0,1

3,7

10,1

10,0

26,0

59,6

2657,4

76,7

Таблица 25 - Динамика добычи газа по УКПГ

Го-ды

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

Всего по сеноман-апту, млрд.м3/год

Добыча газа, млрд.м3/год

Руст кгс/см2

Рвх УКПГ

Добыча газа, млрд.м3/год

Руст кгс/см2

Рвх УКПГ

Добыча газа, млрд.м3/год

Руст кгс/см2

Рвх УКПГ

ТП 1-6

ТП 7-11

ХМ 1-2

ПК 1

Всего

ТП 1-6

ТП 7-11

ХМ 1-2

ПК 9-10

ПК 1

Всего

ТП 1-6

ХМ 1-2

ПК 1

Всего

1

12

3.0

15,0

127,2

126,4

15,0

2

26

4.0

30,0

121,1

119,5

30,0

3

1,9

1,9

123,4

121,9

39,1

4.0

43,1

118,2

115,8

45,0

4

16,9

0,1

17

114,2

111,0

39,1

3,9

43,0

113,9

111,8

60,0

5

18,0

0,1

18,1

109,8

107,4

39,1

3,9

43,0

109,3

107,4

13,9

13,9

111,5

110,1

75,0

6

20,7

0,8

21,5

104,0

101,2

39,1

3,9

43,0

104,0

101,7

25,5

25,5

106,5

104,3

90,0

7

20,7

0,8

3,6

25,1

98,6

95,7

39,1

3,9

10,0

53,0

98,5

95,2

26,2

10,7

36,9

100,4

97,9

115,0

8

20,7

0,8

3,6

25,1

93,2

90,1

39,1

3,9

10,0

53,0

93,0

89,4

26,2

10,7

36,9

94,4

91,9

115,0

9

20,7

0,8

3,4

24,9

87,7

84,5

39,1

3,9

9,4

1,5

53,9

87,8

85,2

26,2

10,0

36,2

88,6

86,0

115,0

10

20,7

0,8

3,4

24,9

81,9

78,6

39,1

3,9

9,4

1,5

53,9

82,1

79,4

26,2

10,0

36,2

82,6

80,1

115,0

11

20,7

0,8

3,4

24,9

75,8

72,5

39,1

3,9

9,4

1,5

53,9

76,4

73,1

26,2

10,0

36,2

76,7

74,2

115,0

12

20,7

0,8

3,3

24,8

69,7

66,1

39,1

3,9

8,9

1,5

1,0

54,4

70,5

67,0

26,2

9,6

35,8

70,4

68,1

115,0

13

20,7

0,8

3,2

24,7

63,4

59,7

39,1

3,9

8,7

1,5

1,6

54,8

64,2

60,4

26,2

9,3

35,5

64,1

61,6

115,0

14

20,6

0,8

3,1

24,5

58,2

55,1

39,1

3,9

8,5

1,5

2,3

58,0

57,3

53,2

26,1

9,1

35,2

58,0

55,1

115,0

15

17,4

0,8

2,8

0.8

21,8

55,5

50,5

38,7

3,9

7,5

1,5

6,4

58,0

51,8

46,3

24,1

8,1

3,0

35,2

52,5

49,1

115,0

16

14,7

0,6

2,5

4.3

22.1

53,1

47,7

37,8

3,4

6,7

1,4

8,7

58,0

47,1

43,1

22,2

7,2

5,5

34,9

48,2

45,1

115,0

17

12,8

0,6

2,3

4,7

20,4

50,8

44,9

35,9

2,9

6,0

1,3

11,9

58,0

43,4

39,0

20,9

6,4

9,3

36,6

44,2

41,3

115,0

18

11,4

0,6

2,0

4,6

18,6

47,5

41,3

34,0

2,6

5,4

1,2

14,8

58,0

40,2

35,2

19,1

5,9

10,6

35,6

41,6

38,0

112,2

19

10,2

0,5

1,8

4,6

17,1

44,5

39,4

32,0

2,4

5,0

1,1

14,7

55,2

37,4

32,5

17,5

5,4

10,7

33,6

38,8

34,9

105,9

20

9,2

0,5

1,7

4,6

16,0

41,5

36,5

30,0

2,1

4,5

1,0

14,6

52,2

35,1

30,6

16,2

4,9

10,8

31,9

36,7

33,3

100,1

21

8,4

0,4

1,5

4,5

14,8

39,0

35,0

28,1

2,0

4,1

0,9

14,5

49,6

32,8

28,1

15,0

4,6

11,0

30,6

33,6

28,8

95,0

22

7,8

0,3

1,4

4,5

14,0

36,3

32,4

26,1

1,7

3,8

0,8

14,5

46,9

31,0

26,3

13,8

4,2

11,0

29,0

31,0

27,0

89,9

23

7,1

0,3

1,3

4,4

13,1

33,9

30,1

24,3

1,5

3,4

0,7

14,4

44,3

29,6

25,1

12,6

4,0

11,2

27,8

29,3

25,2

85,2

24

6,4

0,3

1,1

4,3

12,1

31,8

28,1

22,5

1,3

3,1

0,6

14,3

41,8

28,3

24,2

11,5

3,8

11,4

26,7

27,6

24,0

80,6

25

5,8

0,2

1,0

4,2

11,2

29,9

26,1

21,0

1,2

2,6

0,5

14,2

39,5

27,0

23,5

10,7

3,6

11,4

25,7

25,5

21,8

76,6

26

5,5

0,2

0,8

4,1

10,6

27,9

24,3

19,5

1,1

2,2

0,4

13,9

37,1

25,8

22,5

9,9

3,4

11,3

24,6

24,2

20,2

73,0

27

5,3

0,2

0,7

4,0

10,2

26,1

23,2

18,3

1,0

1,9<...


Подобные документы

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