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.
Низкотемпературная сепарация газа на Уренгойском месторождении
... знания свойств природных газов, процессов их промысловой обработки, поэтому рассматриваемая тема проекта — низкотемпературная сепарация газа на УКПГ, является ... осуществить работы, связанные с организацией добычи газа на полуострове Ямал; широко внедрять автоматизированные блочно-комплектные установки, ... февраль. В эти месяцы морозы достигают от минус 50 до минус 55 С и часто сопровождаются сильными ...
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).
Сравнительный анализ методов измерения толщины объектов
... швеллера и прочем). Для измерения толщины покрытия используют толщиномер. «Толщиномер» - прибор, предназначенный для измерения толщины изделия или покрытия. ... металлов; толщина металлических неферромагнитных листов; влажность и температура воздуха, точка росы и температура металла. Технические характеристики: Таблица 1 Технические характеристики устройства Характеристики Значения Диапазон измерений ...
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.
Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)
1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье 1.1 Орогидрографическая характеристика района Медвежье месторождение находится на севере Западно-Сибирской ... газа. Ганькинская свита сложена глинами с зеленоватым оттенком алевристыми, иногда известковыми, плотными, с многочисленными углистыми растительными остаткам. Толщина свиты 180-238 м. Кузнецовская свита, сложена темно - серыми ...
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<… |
