АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КОМСОМОЛЬСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, Характеристика основных проектных решений - Анализ разработки Комсомольского газового месторождения

Характеристика основных проектных решений

Сеноманская газовая залежь, пласта ПК1 Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения, была открыта в 1966 году, разрабатывается с 1992 г.

Одной из особенностей разработки является наличие трех эксплуатационных участков, характеризующихся различными запасами газа и продуктивными характеристиками. Межпромысловый транспорт газа осуществляется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося в условиях разновременности ввода участков в эксплуатацию.

В связи с этим проблема регулирования разработки и прогнозирования уровней добычи газа на перспективу приобретает особо важное значение.

В 1987 г. протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден "Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения", составленный институтом "ТюменНИИгипрогаз".

Проектом предусматривалась годовая добыча газа в основной период разработки на восточном куполе - 25,0млрд. м3, на западном - 5 млрд. м3 и на северном - 2 млрд. м3. Подготовку газа предполагалось осуществлять на одной УКПГ, расположенной на восточном участке. Межпромысловый транспорт газа по газопроводам подключения с западного и северного участков до центральной УКПГ обеспечивался за счет естественного запаса пластовой энергии. Согласно проекту ввод западного купола намечался в конце первого года эксплуатации месторождения. Северный купол пускался в разработку спустя один год.

Для обеспечения заданных уровней годовой добычи требовалось пробурить 92 наклонно-направленных скважины (18 кустов из четырех - семи скважин каждый) на восточном куполе, 38 скважин (17 кустов из двух - трех скважин) на западном и 30 скважин (15 кустов по две скважины в кусте) на северном куполе. Средние проектные дебиты скважин по куполам составляли соответственно 765, 424 и 205 тыс. м3/сут.

Конструкцией скважин предусматривалось их оснащение 168-мм лифтовой колонной на восточном участке и 114-мм - на остальных участках.

Газовая залежь пущена в эксплуатацию в декабре 1992 г. Уточнение распределения запасов газа по участкам и несоблюдение проектных сроков ввода западного и северного куполов привело к существенному перераспределению пластовых и устьевых давлений, что потребовало пересмотра проектных решений по разработке в части уровней годовой добычи газа по участкам.

В 1996 г. утвержден "Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения", в котором предусмотрено перераспределение уровней годовой добычи газа между куполами с целью более эффективного использования пластовой энергии. Рекомендованные уровни добычи газа приведены в Таблице 5.1

Таблица 5.1 Уровни годовых отборов по участкам Комсомольского месторождения

Годовая добыча, млрд. м3

Восточный купол

Западный купол

Северный купол

Всего

По проекту 1987 г.

25

5

2

32

По проекту 1996 г.

22

7

3

32

В 2004 г. утверждены "Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения", выполненные институтом "ТюменНИИгипрогаз" (Протокол № 23-р/2004 от 24 мая 2004 г.).

Коррективами предусматривается годовая добыча газа в основной период разработки на восточном куполе - 21,55 млрд. м3, на западном - 6,30 млрд. м3 и на северном - 3,25 млрд. м3. Также предусмотрено снижение уровня отборов газа на западном куполе на 0,6 млрдм3 с 2007 г. и ввод в разработку центрального купола с максимальным объемом годовой добычи до 1,5 млрд. м3.

Эксплуатация этого купола позволит поддерживать годовые отборы газа в целом по месторождению на уровне 31,1 млрд. м3 до 2008 г. и с учетом дополнительных объемов газа Северо-Комсомольского месторождения обеспечить проектную загрузку УКПГ. Для организации добычи 1,5 млрд. м3 газа в год на центральном куполе требуется девять эксплуатационных скважин, в составе которых шесть разведочных скважин и три подлежащие бурению с общей кустовой площадки. Новые эксплуатационные скважины бурятся наклонно-направленным способом с отклонением на кровлю сеноманского продуктивного пласта 250 м и оснащаются лифтовой колонной диаметром 114 мм.

В 2007 году утверждена работа "Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения" (Протокол № 72-р/2007 от 26 ноября 2007 г. (Дополнение к протоколу № 23-р/2004 от 14.04.2004 от 2007 г.)). Работа выполнена по заданию ООО "Газпром добыча Ноябрьск" (протокол НТС от 09.10.2007).

С учетом результатов эксплуатационного бурения, промыслово-геофизических и газодинамических исследований вновь пробуренных скважин утверждены откорректированные технологические показатели разработки центрального купола на 2008-2010 гг. со снижением уровня годовой добычи газа до 0,45 млрд. м3. Разработку купола предлагается осуществлять двумя кустами (шесть скважин) вместо трех (девяти скважин).

В связи с вступлением месторождения в период падающей добычи, сложившимися взаимоотношениями со сторонними поставщиками газа, в период 2009-2010 году будет выполнен "Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи".

В 2009 году ООО "ТюменНИИгипрогаз" начаты работы по созданию "Уточненного проекта разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи". Окончание работ запланировано на 2010 год.

Похожие статьи




АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КОМСОМОЛЬСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, Характеристика основных проектных решений - Анализ разработки Комсомольского газового месторождения

Предыдущая | Следующая