Влияние состава сырья на характеристики готовой продукции Мыльджинского газоконденсатного месторождения (Томская область) (стр. 3 )

При пересчете запасов подсчетные параметры обоснованы в соответствии с дифференциацией пластов. При этом учитывались коллекторские свойства пластов и их эффективные толщины. Определение газо - и нефтенасыщенности пластов малой толщины проводилось экспертно с учетом нефтегазонасыщенности и коллекторских свойств пластов большой толщины.

Уточненные балансовые запасы газа и конденсата категории В + Ссоставляют 82631 млн. м и 8613 тыс. т, категории С - соответственно 7940 млн. м и 861 тыс. т.

Основные запасы газа приурочены к горизонту Ю и составляют по категории В + С 65702 млн. м или 79,5% от общих запасов месторождения. По остальным пластам балансовые запасы газа распределились следующим образом: по пластам Ю- Ю - 4917 млн. м или 6,0% по пласту Б - 1070 млн. м или 1,3%, по пласту Б - 736 млн. м или 0,9%.

Общие балансовые запасы газа категории Ссоставляют 7940 млн. м, половина из них приурочена к пластам Юи Ю, представленных низкопроницаемыми коллекторами.

2 ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ РАЗРАБОТКИ МЫЛЬДЖИНСКОГО ГКМ

2.1 Расположение эксплуатационных скважин

Рациональное размещение скважин на площади газоносности имеет большое значение. Сетка размещения скважин существенно влияет на все технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройство промысла.

При разработке месторождений используются следующие системы размещения скважин:

Равномерное размещение скважин по квадратной или треугольной сетке;

Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин;

Размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи;

Неравномерное (хаотичное) размещение скважин по площади газоносности.

Разбуривание месторождения осуществляется с кустовых оснований, местоположение которых определено с учетом максимально возможных отходов скважин от вертикали, топографии местности и размещения проектируемых объектов обустройства.

Скважины размещены по треугольной сетке 10001000 м в зонах максимально газонасыщенных толщин с учетом положения ГВК и ГНК и предполагаемых зон замещения коллекторов. Количество скважин в кустах от 3 до 10.

2.2 Конструкция скважин

В соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, конструкция скважины должна обеспечить:

Доведение скважины до проектной глубины;

Условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважин;

Минимальную вероятность возникновение осложнений в процессе строительства;

Механическую устойчивость пород в призабойной зоне, свободный доступ к забою скважины спускаемого оборудования;

Эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатационным объектом;

Минимум затрат на строительство скважины как объекта в целом.

Конструкции вертикальных скважин

Рекомендуемые конструкции вертикальных скважин приведены в таблице 2.1.

Опыт разведочного бурения на Мыльджинской площади показал, что необходимость установки направления имела место в единичных случаях и предусматривать его в конструкции эксплуатационных скважин нецелесообразно. Спуск кондуктора до глубины 270 – 400м обеспечивал крепление верхней неустойчивой части разреза и дальнейшее строительство скважины. Рекомендуемая глубина спуска кондуктора – 300м с установкой башмака в плотные глины люлинворской свиты.

Во избежание поступления газа при заканчивании и эксплуатации скважин в проницаемые водонасыщенные отложения покурской свиты в случае некачественного цементирования, и с целью изоляции эксплуатационной колонны от коррозионного воздействия минерализованных сеноманских вод, рекомендуется спуск технической колонны до глубины 1500м.

Для залежей Ю и Б оптимальным будет применение эксплуатационных колонн 101,6 мм и 88,9 мм соответственно. Башмак эксплуатационной колонны устанавливается на 50 м ниже подошвы эксплуатационнго объекта.

Таблица 2.1 – Рекомендуемые конструкции вертикальных скважин

Конструкции горизонтальных скважин

Рекомендуемые конструкции горизонтальных скважин приведены в таблице 2.2.

В конкретных геолого-технических условиях, с учетом предъявляемых требований, наиболее предпочтительным является использование двухколонной конструкции с фильтром-хвостовиком в горизонтальной части ствола.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 650 м для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предупреждения гидроразрыва пород в случае нефтегазопроявлений.

Эксплуатационная колонна диаметром 168мм, спускаемая до кровли эксплуатационного объекта, предназначенная для изоляции верхних продуктивных отложений и обеспечения устойчивости ствола скважины при бурении горизонтального участка. Крепление горизонтального ствола осуществляется установкой перфорированного хвостовика диаметром 114 мм. Цементирование хвостовика производится на высоту 300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин выше устройства для манжетного цементирования, которое устанавливается на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны (фильтровая часть хвостовика не цементируется).

Таблица 2.2 – Рекомендуемые конструкции горизонтальных скважин

2.3 Технологические показатели разработки Мыльджинского ГКМ

Технологические расчеты показателей разработки эксплуатационных объектов выполнен на основе физически-содержательных детерминированных трехмерной и квазимерной моделей трехфазной фильтрации. Данные, используемые в расчетах приведены в таблице 2.3.

Распределение заданного по варианту годового уровня добычи газа определялось в модели исходя из продуктивной характеристики пласта в точке пересечения скважиной и ограничений на величину забойного давления и дебита, определенных итеративным путем из условия равномерной выработки запасов. Поскольку депрессией добывные возможности скважины не ограничиваются, в период постоянных отборов принимался режим постоянного дебита добывающих скважин, а в период падающей добычи – режим постоянной мощности ДКС. Исходные данные, используемые в расчетах показателей разработки приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Данные, использованные в расчетах

При проведении технологических расчетов с целью сохранения физического соответствия динамических моделей резервуаров природным условиям запасы газа и нефти нефтяных оторочек учитывались в полном объеме (100% по категориям С и С).

Объект Ю. Период нарастающей и постоянной добычи по вариантам составляет от 14 лет при годовом отборе газа 3,0 млрд. м до 10 лет при отборе газа 4,0 млрд. м. За это время отбирается от 53 до 48% газа и от 36,5 до 34% стабильного конденсата.

Показатели разработки приведены в таблицах 2.4, 2.5.

Таблица 2.4 - Основные показатели разработки пласта Ю

Таблица 2.5 – Показатели разработки пласта Ю

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12