Сопоставление проектных и фактических показателей разработки - Анализ разработки Комсомольского газового месторождения

По состоянию на 01.07.2009 суммарный отбор газа в целом по месторождению составил 465,556 млрд. м3 (59,9% от утвержденных запасов газа), при этом проектное значение 469,400 млрд. м3 (60,4% от утвержденных запасов). За первое полугодие 2009 г. добыто 9,965 млрд. м3, что на 27,2% меньше запроектированного уровня, который составляет 13,680 млрд. м3. Отставание связанно с уменьшением общей добычи газа по месторождению и обусловлено снижением газопотребления. В случае сохранения сложившихся тенденций величина годового отбора за 2009 год может выйти за допустимые пределы, определяемые регламентирующими документами по разработке месторождений. Потребуется пересмотр и переутверждение проектных технологических показателей.

Количество действующих скважин по факту равно 162 ед., что превышает проектный фонд на 6,1% (152 ед. по проекту). Анализ динамики добычи показывает, что в течение 1994 - 1995 гг. фактические годовые отборы превышали проектные значения на 4% - 5%. Годовые отборы в 1996 - 2008 гг. были меньше проектных в среднем на 5%.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению и восточного, западного, северного, центрального куполов приведено в Таблицах 5.2 - 5.6 и на Рисунках 5.1 - 5.5.

По восточному куполу фактические годовые отборы газа в 1994-1995 гг. превышали проектные на 4% - 5%. В 1996 - 1998 гг. они в целом соответствовали проектным. В 1999 г. превышение годовой добычи над проектной составило около 8%. В 2000 - 2008 гг. годовой отбор уменьшился по сравнению с проектным в среднем на 3% (за исключением 2005 г., где превышение проектного уровня составило 11,7%).

По состоянию на 01.07.2009 из залежи восточного купола отобрано 355,176 млрд. м3 или 65,4% от начальных запасов купола, при этом проектная величина составляет 359,000 млрд. м3 (66,1%). За первое полугодие 2009 г. отобрано 6,143 млрд. м3. Отставание от проектного уровня, равного 9,410 млрд. м3, составляет 35%.

Пластовое давление в зоне отбора газа снизилось до 3,65 МПа, что соответствует 3,68 МПа по проекту. Давление на устье скважин равно 3,21 МПа и превышает проектный показатель, равный 3,08 МПа на 4%. Депрессия на пласт равна 0,15 МПа при 0,24 МПа по проекту (разница порядка 40%). Средний дебит скважин составляет 343 тыс. м3/сут и меньше проектного уровня на 39,9% (571 тыс. м3/сут по проекту). Проектный фонд действующих скважин 90 ед. По факту в работе находится 91 скважина, что связано с переводом наблюдательных скважин в действующий фонд.

Западный купол был введен в промышленную эксплуатацию в апреле 1996 г. Фактические годовые отборы газа по западному куполу за все годы разработки были меньше проектных в среднем на 6,4%. Превышение проектного отбора колебалось от 1,9% (2008 г.) до 10,8% (2006 г.). Суммарный отбор газа на 01.07.2009 равен 78,169 млрд. м3 или 65,9% от запасов газа по куполу при проектной величине 78,800 млрд. м3 (66,5%). За первое полугодие 2009 г наблюдается отставание по уровню добычи: фактическая величина составляет 2,129 млрд. м3, что на 19% ниже проектного значения (2,650 млрд. м3 по проекту).

Пластовое давление в зоне отбора составляет 4,77 МПа, что на 2,65% меньше проектного значения, равного 4,90 МПа. Фактическое давление на устье скважин составляет 4,10 МПа и соответствует проектному 4,04 МПа. Депрессия на пласт больше проектной на 7,8% и равна 0,141 МПа (0,130 МПа по проекту). Фактический дебит действующих скважин составляет 287 тыс. м3/сут, что на 30% меньше проектного значения составляющего 401 тыс. м3/сут. Действующий фонд скважин насчитывает 37 единиц и на одну единицу больше проекта.

Третья очередь Комсомольского газового промысла - северный купол, введенный в промышленную эксплуатацию в декабре 1999 г. По состоянию на 01.07.09 накопленная добыча газа составляет 31,238 млрд. м3, или 37,8 % от запасов газа по куполу. За первое полугодие 2009 г. добыто 1,52 млрд. м3, что превышает величину проектного уровня, равную 1,4 млрд. м3 на 7,8%.

Пластовое давление в зоне отбора составляет 5,78 МПа и ниже проектного значения, составляющего 6,05 МПа на 4,5%. Фактическое давление на устье скважин составляет 5,09 МПа, что практически соответствует проектной величине 5,18 МПа. Средняя депрессия на пласт составила 0,145 МПа при проектном значении 0,200 МПа. Средний дебит упал до 287 тыс. м3/сут при 369 тыс. м3/сут по проекту (отличие 23%). Действующий фонд скважин на восемь единиц больше проектной величины и составляет 28 скважин.

Четвертая очередь Комсомольского газового промысла (центральный купол) была введена в промышленную эксплуатацию 3 марта 2007 года пуском в эксплуатацию скважин № 1521, 1522, 1523 на кустовой площадке 52. Накопленная добыча газа по состоянию на 01.07.2009 составила 0,973 млрд. м3 или 2,9% от запасов по всему куполу при 0,965 млрд. м3 по проекту. В 2007 году были переутверждены показатели разработки по центральному куполу, из-за не подтверждения предполагаемых продуктивных характеристик пласта по результатам бурения. За первое полугодие 2009 г. отбор составил 0,173 млрд. м3, в то время как проектный уровень равен 0,225 млрд. м3. Отставание от проекта составляет 23%.

Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 5,58 МПа, что немного выше проектного значения 5,46 МПа. Фактическое давление на устье скважин составляет 4,7 МПа - чуть ниже проектных (4,82 МПа). Депрессия на пласт равна 0,243 МПа и соответствует проектной 0,240 МПа. Средний дебит скважин составляет 168 тыс. м3/сут и меньше проектного (205 тыс. м3/сут) на 18%. Действующий фонд скважин равен проектному и составляет 6 единиц

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Комсомольского месторождения

Рис. 5.1

Ритс. 5.2 Комсомольское месторождение (восточный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

комсомольское месторождение (западный купол). сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.3 Комсомольское месторождение (западный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

комсомольское месторождение (северный купол). сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.4 Комсомольское месторождение (северный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Комсомольское месторождение (центральный купол). Сопоставление проектных (по действующему документу) и фактических технологических показателей разработки

Рис. 5.5

Рис. 5.6

Рис. 5.7 Комсомольское месторождение. Сопоставление проектных и фактических показателей

Рис. 5.8 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки восточного купола Комсомольского месторождения

Рис. 5.9 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки западного купола Комсомольского месторождения

Рис. 5.10 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки северного купола Комсомольского месторождения

сопоставление проектных и фактических показателей разработки центрального купола комсомольского месторождения

Рис. 5.11 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки центрального купола Комсомольского месторождения

5.2 Технологические показатели разработки месторождения на 2010 - 2012 гг.

Месторождение находится в переходной стадии разработки: от периода постоянной добычи к падающей. С вводом в эксплуатацию в 2007 г. центрального купола закончилась активная фаза ввода добывных мощностей сеноманской залежи месторождения.

На состояние разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения не могло не сказаться снижение добычи природного газа. Уменьшение отборов сопровождается как позитивными моментами (уменьшение темпа падения пластовых давлений, выравнивание депрессионных воронок и конусов обводнения), так и отрицательными (остановка отдельных участков или части эксплуатационного фонда с риском неполного восстановления добывного потенциала залежи при повторном запуске, нестабильная работа трубопроводов и наземного оборудования и т. д.).

Все вышеизложенное положено в основу планирования вариантов дальнейшей разработки. Расчеты технологических показателей проведены по двум вариантам:

"проект" - основан на проектных уровнях отборов с IV квартала 2009 года;

"уменьшение" - основан на уровнях отборов, сложившихся за последний год (в предположении сохранения кризисных тенденций на ближайшие годы).

На ближайшую перспективу предложенные показатели могут быть рекомендованы как рамочные при планировании добычи на 2010 - 2012 гг. Результаты расчетов представлены на Рисунках 5.6-5.10 и в Таблицах 5.7-5.16. На Рисунках 5.11-5.12 приведены прогнозные карты изобар и подъема ГВК на конец 2012 г.

Вариант, предусматривающий уменьшение добычи, характеризуется годовым отбором от 19,9 млрд. м3/год в 2009 г. до 21,0 млрд. м3/год в 2012 г. В IV квартале 2009 г. будет добыто 4,90 млрд. м3 газа. Накопленная добыча в целом по месторождению к концу 2012 г. составит 538,52 млрд. м3 или 69,3% от утвержденных начальных запасов. За три года произойдет сокращение действующего фонда скважин на 11 единиц. Эксплуатационный фонд на 01.01.2013 г. будет равен 154 единицам.

На восточном куполе в четвертом квартале 2009 г. прогнозируется отбор 3,19 млрд. м3 газа. Уровни годового отбора изменяются от 12,60 млрд. м3/год в 2009 г. до 14,35 млрд. м3/год в 2012 г.

Накопленный отбор к концу 2012 г. составит 404,80 млрд. м3 (75,0% от начальных запасов купола). На 01.01.2013 г. действующий фонд составит 91 ед., а среднесуточный дебит 439 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,19 МПа.

Пластовое давление в пределах эксплуатационной зоны купола к концу 2012 года снизиться до 2,82 МПа, устьевое давление упадет до 2,4 МПа.

На западном куполе годовой отбор на протяжении рассматриваемого периода продержится на уровне около 4 млрд. м3/год.

Накопленная добыча к концу 2012 г. составит 92,11 млрд. м3 (67,6% от начальных запасов купола). Фонд скважин сократится с 39 ед. до 35 ед.

Среднесуточный дебит на 01.01.2013 г. составит 318 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,13 МПа. Пластовое давление эксплуатационной зоны снизится за три года до 4,08 МПа, устьевое давление будет равно 3,49 МПа.

На северном куполе добыча газа за 2009 г. составит 2,97 млрд. м3, при этом в четвертом квартале прогнозируется отбор 0,72 млрд. м3 газа. В 2010 - 2012 гг. годовой отбор газа составит 2,21 - 2,27 млрд. м3.

Накопленный отбор на 01.01.2013 г. достигнет 39,41 млрд. м3 или 45,4% от начальных запасов купола. Фонд скважин сократится с 28 ед. до 22 ед.

Среднесуточный дебит к началу 2013 г. составит 276 тыс. м3/сут при депрессии 0,19 МПа.

Пластовое давление в эксплуатационной зоне к концу 2012 г. упадет до 5,31 МПа, устьевое давление снизится до 4,66 МПа.

Рис. 5.12 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (В целом по месторождению)

Рис. 5.13 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол)

Рис. 5.14 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Западный купол)

Рис. 5.15 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Северный купол)

Рис. 5.16 Сопоставление технологических показателей разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол)

технологические показатели разработки сеноманской залежи комсомольского месторождения. вариант

Рис. 5.17 Технологические показатели разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения. Вариант "уменьшение"

Рис. 5.18 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол). Вариант "уменьшение"

Рис. 5.19 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Западный купол). Вариант "уменьшение"

Рис. 5.20 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Северный купол). Вариант "уменьшение"

Рис. 5.21 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол). Вариант "уменьшение"

технологические показатели разработки комсомольского месторождения. вариант

Рис. 5.22 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения. Вариант "проект"

Рис. 5.23 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Восточный купол). Вариант "проект"

Рис. 5.24 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Западный купол). Вариант "проект"

Рис. 5.25 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Северный купол). Вариант "проект"

Рис 5.26 Технологические показатели разработки Комсомольского месторождения (Центральный купол). Вариант "проект"

карты изобар и подъема комсомольского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. по проектному варианту

Рис. 5.27 Карты изобар и подъема Комсомольского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. по проектному варианту

Рис. 5.28 Карты изобар и подъема ГВК Комсомольского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. по варианту уменьшение

На центральном куполе в 2009 г. добыча составит 0,31 млрд. м3, при этом в четвертом квартале будет добыто 0,07 млрд. м3 газа. Годовой отбор в 2010 - 2012 гг. сохранится на уровне 0,4 млрд. м3. Накопленная добыча газа на 01.01.2013 г. составит 2,20 млрд. м3 или 14,8% от начальных утвержденных запасов купола. Среднесуточный дебит к началу 2013 г. установится на уровне 167 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,20 МПа. Величина пластового давления в эксплуатационной зоне будет равна 4,76 МПа. Устьевое давление к началу 2013 г снизится до 4,18 МПа.

Для варианта предусматривающего проектные объемы добычи в 2009 г. отбор составит 21,83 млрд. м3 (за четвертый квартал 6,83 млрд. м3). Максимальный уровень отбора по месторождению прогнозируется в 2010 г. и составит 24,58 млрд. м3, К 2012 году отбор снизится до 20,79 млрд. м3/год. По состоянию на 01.01.2013 г. будет добыто 545,48 млрд. м3 или 70,2% от начальных утвержденных запасов. Фонд скважин сократится до 154 ед.

На восточном куполе в 2009 г. добыча составит 14,12 млрд. м3, в том числе 4,70 млрд. м3 за IV квартал. Максимальный уровень годового отбора прогнозируется в 2010 г. и составит 16,96 млрд. м3, далее происходит снижение до 14,25 млрд. м3 в 2012 г. Накопленный отбор к концу 2012 г. составит 410,11 млрд. м3 (76,0% от начальных запасов купола). Действующий фонд в третьем квартале 2011 года сокращается на одну единицу и на 01.01.2013 г. равен 91 ед. Среднесуточный дебит составит 436 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,20 МПа. Пластовое давление в пределах эксплуатационной зоны купола к концу расчетного периода снизится до 2,65 МПа, устьевое до 2,25 МПа.

В 2009 г. добыча на западном куполе составит 4,25 млрд. м3, а за четвертый квартал 1,15 млрд. м3 газа. Максимальный уровень отбора будет достигнут в 2010 г. и составит 4,49 млрд. м3, после чего начнется снижение до 3,94 млрд. м3 в 2012 г. Накопленная добыча к концу 2012 г. составит 92,88 млрд. м3 (68,2% от начальных запасов купола). Фонд скважин сократится с 39 ед. до 35 ед. Среднесуточный дебит на 01.01.2013 г. составит 303 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,12 МПа. Пластовое давление эксплуатационной зоны упадет за три года до 3,99 МПа. Устьевое давление будет равно 3,43 МПа.

На северном куполе за 2009 г. будет отобрано 3,11 млрд. м3, а в четвертом квартале 0,86 млрд. м3 газа. В 2012 году добыча упадет до 2,25 млрд. м3/год. Накопленный отбор на 01.01.2013 г. составит 40,13 млрд. м3 или 46,1 % от начальных запасов купола. Фонд скважин за рассматриваемый период сократится с 28 ед. до 22 ед. Дебит к началу 2013 г. составит 273 тыс. м3/сут при депрессии 0,19 МПа. Пластовое давление в эксплуатационной зоне составит к концу 2012 г. 5,21 МПа, устьевое давление снизится до 4,58 МПа.

На центральном куполе накопленная добыча газа на 01.01.2013 г. составит 2,36 млрд. м3 или 15,9% от начальных утвержденных запасов купола. Максимальный годовой отбор прогнозируется в 2010 г. (0,45 млрд. м3), затем начнется снижение до 0,35 млрд. м3 в 2012 году. Среднесуточный дебит к началу 2013 г. установится на уровне 167 тыс. м3/сут при рабочей депрессии 0,17 МПа. Величина пластового давления в эксплуатационной зоне будет равна 4,62 МПа. Устьевое давление к началу 2013 г. снизится до 4,17 МПа.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки - Анализ разработки Комсомольского газового месторождения

Похожие статьи