медвежье месторождение. Медвежье месторождение
 Скачать 383.82 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖнефтегазовое отделение 21.02.01Разработка и эксплуатациянефтяныхигазовыхместорождений ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА МДК.04.01 Техника и технология исследования скважинна тему: «Медвежье месторождение» Выполнил(а): ст. гр. БСт 21-11-1 Вотяков В. В. Абрамов М. В. Проверил(а): Проскурнина А. С. Тюмень, 2022 СодержаниеВведение 3 Геология Медвежьего месторождения 4 Физико-географический очерк месторождения 4 История освоения месторождения 6 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 8 Физико-химические свойства насыщающих флюидов 10 Технологическая часть 12 Анализ разработки месторождения 12 Текущее состояние разработки месторождения 18 Заключение 23 Список литературы… 25 Введение Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны. Разработка крупнейших в мире по запасам и уровню добычи углеводородного сырья газовых и газоконденсатных месторождений Надым - Пур - Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа обеспечивает 90 % добычи газа России. Месторождение Медвежье расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в междуречье рек Ныда и Правая Хетта, в 100 км к северо-востоку от г. Надыма (рисунок 1.1). Территория месторождения относится к 1Г и 1Д климатическим подрайонам России и характеризуется суровыми климатическими условиями со следующими показателями: - среднемесячная температура самого холодного месяца минус 23 °С; - средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 44 °С; - среднемесячная температура самого жаркого месяца июля 14,7 °С; - абсолютная максимальная температура 35 °С. Преобладающее направление ветров: зимой - южное, летом - северное. Район освоения относится к переходной зоне распространения талых, высокотемпературных и низкотемпературных многолетнемерзлых грунтов. Месторождение Медвежье открыто в 1967 г. Освоение месторождения началось в 1969 - 1970 гг. со строительства установки комплексной подготовки газа (УКПГ-2), которая была введена в эксплуатацию в 1972 г. К этому времени в южной части месторождения была проложена первая нитка газопровода-коллектора, которая соединила строящиеся УКПГ - 1, 3 и 2 и подала газ в газопровод «Медвежье-Пунга». К 1978 г. уровень отбора газа составил 65 млрд. м3/г. Максимальные годовые отборы в период постоянной добычи составляли 73 млрд. м3. С 1979 г. начался компрессорный период эксплуатации месторождения, а 1995 г. - период падающей добычи газа. Часть эксплуатационных скважин простаивают из-за низкого пластового давления и капитальных ремонтов. Так как месторождение Медвежье находится в последней стадии разработки (период падающей добычи), жизнь скважин можно продлить только установив правильный технологический режим работы скважины. Это позволит уменьшить обводнение скважин и вынос механических примесей. Правильный технологический режим скважины можно установить только при знании достоверных и точных коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Поэтому в данном дипломном проекте представлено пять методик обработки исследований скважин, что позволит найти наилучший метод обработки для данного месторождения.  Рисунок 1.1 - Обзорная карта нефтегазоносности севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна 1. Геология Медвежьего месторождения 1.1 Физико-географический очерк месторождения Г  азоконденсатное месторождение Медвежье находится на севере Западно-Сибирской равнины, в междуречье реки Надым и реки Пур.В административном отношении месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшая железнодорожная станция Лабытнанги находится на расстоянии 330 км западнее месторождения. Осуществляется грузовое движение по железной дороге Старый Надым - Новый Уренгой. В южной части месторождения проходит трасса газопроводов Надым - Пунга - Урал. В орогидрографическом отношении район работ представляет собой пологохолмистую водораздельную равнину с абсолютными отметками рельефа от 35 до 100 м. В долинах рек отметка рельефа уменьшается до 7 - 20 м. Наиболее крупной рекой является река Надым. Вскрытие ото льда происходит в конце мая в начале июня. Ледостав заканчивается в конце октября, однако движение гусеничного транспорта по льду возможно лишь с конца ноября. Наибольшим распространением пользуются озёра, большинство термокарстового происхождения, характеризуемые округлыми очертаниями. Площадь озёр варьируется в интервале от 4,5 до 20 км2, глубина от 1 до 5 м. Встречаются озёра провального типа, площадью до 2,5 км2 и глубиной до 20 м. Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым - Правая Хета достигает 200 - 250 м, нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке месторождения достигает 430 м. Климат района субарктический и характеризуется продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет 5,6 С. Наиболее холодными месяцами являются, январь и февраль. Только четыре месяца в год (июнь--сентябрь) имеют положительную среднемесячную температуру. В районе производятся геологоразведочные работы и добыча газа. Водоснабжение объектов осуществляется с крупных водозаборов: Ныдинского и Пангодинского. 1.2 История освоения месторождения Медвежье месторождение, открытое в 1967 году, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе и входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В 1971 году на месторождение прибыла экспедиция института СибНИПИгаз (ныне — ООО«ТюменНИИгипрогаз»). Первой задачей было исследование разведочной скважины № 7 для обеспечения газоснабжения поселка Пангоды. Позже было организовано несколько бригад исследователей, которые постоянно находились на промысле, сменяясь каждые полтора-два месяца. Медвежье месторождение стало первым из уникальных газовых месторождений Тюменского Севера, поэтому с его началом разработки Мингазпром поставил перед проектным институтом сложнейшую задачу научной проработки проблемы бурения скважин повышенных диаметров обсадных колонн в условиях многолетнемерзлых пород. В 1972 году рекомендации института по технологии бурения и эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты были утверждены. Проектировщиками было предложено использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1–1,5 млн куб. м газа в сутки. Отделом крепления скважин на Межвежьем впервые была использована двухколонная конструкция скважин, которая с тех пор стала применяться повсеместно. Но самый важный технологический прорыв Медвежьего состоит в том, что там впервые в истории газовой отрасли нашей страны был применен эффективный метод кустового бурения, когда на одной площадке располагалось по 3–5 скважин. Проект обустройства месторождения постоянно корректировался, специалисты института ТюменНИИгипрогаз неоднократно производили корректировку запасов и создавали проекты разработки на основе новых данных. В итоге мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой отказались. Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье — Надым — Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм, в октябре 1974 года газ Медвежьего пришел в Москву. В конце 1977 года месторождение вышло на проектный уровень добычи, но тюменские специалисты продолжили работу над этим проектом. Инженеры изучили работу сепарационного оборудования и благодаря модернизации установок регенерации сумели добиться снижения содержания гликоля до 0,2%. Были разработаны и внедрены прямоточные центробежные сепарационные и контактные элементы, что привело к существенному увеличению производительности сепараторов и абсорберов — с 3 до 5 млн куб. м газа в сутки. Одновременно с обустройством месторождения специалисты ТюменНИИгипрогаза занимались проектированием жилых домов и объектов для Надыма, Пангоды и месторождений, создали более 50 проектов, в том числе комплексный план социально-экономического развития Надымгазпрома. В 2005 году были вскрыты неокомские отложения в сводовой части Медвежьего месторождения, открыты 10 новых залежей газоконденсата, залежи нефти и газоконденсата на Южно-Падинской (ачимовская толща, неоком) и Западно-Юбилейной площадях (пласт Ю1). Главным объектом Медвежьего месторождения можно назвать Ныдинский участок с его апт-альбскими отложениями. Здесь в декабре 2011 года была запущена УКПГ-Н, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Основные технологические узлы установки изготовил Экспериментальный завод ТюменНИИгипрогаза. Максимальная производительность этой УКПГ по сырому газу — 2,7 млрд куб. м в год, по газовому конденсату — до 60 тыс. т в год. Все технологические процессы максимально автоматизированы, непосредственно на площадке располагается лишь операторная. За годы эксплуатации с девяти газовых промыслов Медвежьего месторождения добыто около 2 трлн куб. м газа. В настоящее время Медвежье находится на этапе естественного падения добычи газа, запасы выработаны на 80%. Но с учетом реконструкции и технического перевооружения добыча продлится еще как минимум до 2030 года. Планируется, что из девяти промыслов на месторождении останутся шесть. С марта 2015 года проводится реконструкция и техническое перевооружение объектов ГП-4 Медвежьего НГКМ (УКПГ, дожимной компрессорной станции (ДКС), трансформаторной подстанции (ПС), промысловых газопроводов-шлейфов). 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 1.3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м. Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная и сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща. В основу приводимой литолого-стратиграфической характеристики положена унифицированная стратиграфическая схема, рассмотренная в г. Тюмени в 1990г. и утвержденная МСК СССР в 1991 г. в г. Ленинграде. Ниже дано краткое описание вскрытой части разреза. Юрская система. Отложения юрской системы подразделяются на тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты. Тюменская свита - (нижняя и средняя юра) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, сложно чередующимися между собой. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепкосцементированные с тонкой горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепкосцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади, значительной глинистостью. Толщина отложений свиты 64 - 538 м (скв. 30, 31, 32, 34). Нижняя подсвита представлена опоковидными глинами с примесью алевритового материала, с прослоями опок и реже диатомитов. Средняя подсвита сложена серыми с зеленоватым оттенком плитчатыми диатомовыми глинами и диатомитами. Верхняя подсвита представлена диатомовыми глинами зеленовато-серыми, с прослоями глауконитовых алевритов и песков. Общая толщина отложений свиты 180 - 210 м. Тавдинская свита - Р2 - 3 представлена глинами, зеленоватосерыми, хорошо отмученными, слабо алевритистыми с прослоями песков. Общая толщина отложений свиты достигает 70 м. Атлымская свита-РЗ а1 сложена песками, светло-серыми, тонкогрубо-зернистыми, полевошпатово-кварцевыми, каолинизированными, с прослоями плитчатых глин и включениями гравия и галек. Толщина отложений свиты до 70м. Четвертичная система Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены песками, с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пропластками торфа. Толщина отложений до 80 м 1.3.2 Тектоника В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа (фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол). Верхний структурно-тектонический платформенный чехол сформировался в условиях длительного погружения территории. Этот этаж контролирует почти все залежи углеводородов. Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией И.И.Нестерова, составленной в 1984 г. Медвежье месторождение находится в пределах структуры первого порядка - Медвежьего мегавала. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25 - 50 км. На Севере мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала, и граничит Танловской впадиной, на востоке Нарутинской впадиной и на западе – Нижнее - Надымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие (КП), Медвежий мегавал, Западно - Пангодинский структурный нос, осложненные структурами третьего порядка. По отражающему горизонту "Б" Ныдинское КП оконтуривается изогипсой минус 3300 м и имеет размеры 17,5 х 12,5 км, амплитуду 250 м. Свод поднятия осложнен двумя вершинами. Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 3300 м, размеры его 40 х 90 км, амплитуда 250 м. Сводовая 1 часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина, разделяющая эти структуры, имеет широтное простирание при глубине около 50м По структурной карте отражающего горизонта "Г" Ныдинское (поднятие и Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 1100м (приложение). Размеры Ныдинского поднятия по данной изогипсе - 37х15 км, амплитуда 150 м; размеры Медвежьего вала - 20 х 80 км, амплитуда 100 м. По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина достигает 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2 град.) по сравнению с западным (0 град. 30 мин). Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным. Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скв. 11). По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения рисунок 1.2.  Масштаб: Вертикальный 1:5000 Горизонтальный 1:50000  Рисунок 1.2 - Геологический разрез продуктивной толщи месторождения Медвежье.  Масштаб: Вертикальный 1:5000 Горизонтальный 1:50000 Масштаб: Вертикальный 1:5000 Горизонтальный 1:50000 1.3.3 Гидрогеологическая характеристика месторождения Сведения о подземных водах юрских и меловых отложений получены на месторождении в результате опробования 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В разрезе осадочного чехла месторождения вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин -барремский и апт - сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 метров, над которым залегает олигоценчетвертичный водоносный комплекс. При опробовании вод верхневаланжин - баремского комплекса пластовые температуры вод изменялись от 96 до 116,5 °С . Воды по химическому составу хлоридо - натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно Медвеженское поднятие) получены воды преимущественно хлоридо-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрацией йода - 2,5 мг/л, брома - 74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5 - 11,5 мг/л. Концентрацией йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Газонасыщенность достигает 2600 см3/л. При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части апт-сеноманского комплекса, средний пластовые температуры изменялись от 63 до 82 °С на Медвеженском валу и от 57 до 74 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0 - 15,6 г/л. Концентрацией йода 1,7 - 16,5 мг/л , брома 13,3 - 40 мг/л и бора 2,5 - 12,4 мг/л . Газонасыщенность достигает 3500 см3/л Из аптских отложений при испытании пьезометрических скважин получена хлоридо-натриевая вода хлор-кальциевого типа с минерализацией 20,4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равных соответственно 16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см3/л . Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, также как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: Кп достигает 36,6 %, проницаемость 2,1 мкм2. Пластовые температуры подошвенных вод залежи составили 33 – 37 °С на Медвеженском валу и 30 - 32 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 16,6 - 21,2 г/л Концентрацией йода 12,6 - 29,9 мг/л, брома 36,6 - 68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта составила 1970 см3/л на Медвеженском поднятии и 2060 см3/л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщу и прослеживается на сотни километров. Все это обуславливает упруго-водонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвеженского месторождения. В разрезе турон - палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, который перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами. Самый верхний олигоценчетвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод межмерзлотных горизонтов получили их химический состав. Воды преимущественно гидрокарбонатно - кальцевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02 - 0,51 г/л. 1.3.4 Состав газа По данным анализов химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 98,951 - 99,404 %) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08 - 0,096 %). Содержание азота 0,550 - 0,767 % , углекислого газа 0,011 - 0,062 %. Сероводород в газе не обнаружен (таблица 1). Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 32758,66 – 33519,42 кДж. Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось. 1.3.5 Запасы газа Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году по категориям В+С1 в количестве 2,2 трил. м3 (экспертная оценка по падению давления). ТюменНИИГипрогазом произведена оценка запасов газа сеноманской залежи по состоянию на 01.10.02 г. При этом учтена информация по 188 скважинам, вскрывшим ГВК. Начальные запасы газа составили 1944,8 млрд. м3. Таблица 1. Состав газа сеноманской залежи месторождения Медвежье
2. Технологическая часть. 2.1 Анализ разработки месторождения Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения начата в 1972 году. За весь период эксплуатации по состоянию на 01.01.1999 г. из залежи отобрано 1554,240 млрд. м3 газа, что соответствует 70,65 % от утвержденных запасов (2200 млрд. м3). До 1990 года фактические отборы превышали проектные значения, затем началось их снижение. По отдельным участкам время начала падения отборов различно. Так для ГП-1 это 1994 год, для ГП - 6, 7, 9 - 1992 год, для ГП - 4, 5-1989 год, ГП - 2, 3, 8 - 1988 год. В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом. Для контроля за изменением пластового давления и составления технологических режимов работы скважин ежеквартально замеряют статические давления на устьях эксплуатационных и наблюдательных скважин. Пластовое давление рассчитывается на середину интервала перфорации. За 1999 год проведено 361 газодинамических исследований, в том числе на стационарных режимах фильтрации с использованием ДИКТа - 102 исследования и коллектором Надым - 1, замером количества механических примесей и воды - 259 скважине-исследовании. По результатам исследований рассчитаны текущие значения фильтрационных коэффициентов пласта. Из всех пробуренных на 01.01.2002 год скважин, наблюдательные и пьезометрические составляют 96 единиц, эксплуатационные - 385 единиц, в том числе действующий фонд составляет - 359 единиц, что на 7 единиц меньше проектного фонда (по проекту 366 скважин). Это связано с простаивающими скважинами из-за высокого давления в коллекторе, находящимися в капитальном ремонте или в ожидании его. Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. В начальный период эксплуатации рабочие дебиты скважин превышали проектные. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи, дебиты скважин приблизились к проектным значениям, в настоящее время они несколько ниже проектных, что обусловлено падением пластового давления, ограничением дебитов газа из-за выноса воды и песка. В целом продуктивная характеристика остается достаточно высокой, т.к. 12 % действующего фонда по всему месторождению работает с дебитами достигающими 500 тыс. м3/сут и более, 56,4 % скважин имеют продуктивность 250 - 500 тыс. м3/сут и 31,7 % имеют текущую продуктивность менее 250 тыс. м3/сут. Текущий характер распределения продуктивности по площади газоносности показывает, что лучшими добывными возможностями характеризуются районы ГП - 1,4, где 17,4 - 24,0 % скважин имеют продуктивность от 500 тыс. м3/сут и выше, против 2,50 % скважин ГП -2, 7. Поэтапное освоение месторождения предопределило неравномерный характер суммарного отбора газа по площади газоносности. Годовой отбор с южного участка (ГП - 1 - 4) составил 16615,833 млн. м3, на центральном (ГП - 5 - 8) - 15656,236 млн. м3, а на Ныдинском участке (ГП - 9) - 9598,441 млн. м3, годовой отбор по всему месторождению составил 41870,510 млн. м3, что на 20,0 млн. м ниже проектной годовой добычи, это почти соответствует проектным величинам. С начала эксплуатации с южного участка (ГП - 1 - 4) отобрано 686,743 млрд. м3 газа, с центрального участка (ГП - 5 - 8) -561,770 млрд. м3 и с Ныдинского участка (ГП - 9) - 305,726 млрд. м3 газа. Наибольший суммарный отбор соответствует Ныдинскому участку, а наименьший - 47,822 млрд. м3 новой эксплуатационной зоне - района севернее ГП-8. Пластовое давление в эксплуатационном поле снизилось на 7,71 МПа от начального и составляет 3,79 МПа. Наиболее низкие текущие его значения 3,14 - 3,38 МПа по прежнему характеризуют зону расположения скважин ГП - 6 и ГП - 7, против 5,08 МПа в зоне 8а ГП - 8. Текущее среднее пластовое давление по месторождению соответствует проектным значениям. Таблица 2. Сравнение проектных и текущих показателей разработки Медвежьего месторождения по зонам отбора за 1998 год (проект/факт)
Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков на месторождении. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления выделяются три условно самостоятельные зоны – южная (ГП - 1 - 4), центральная (ГП- 5- 8) и Ныдинская (ГП - 9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин 8 и 10, находящихся соответственно между ГП- 4 – ГП - 5 и ГП - 8 - ГП - 9 и подтвержденное впоследствии профилем распределения пластового давления. Как видно, первоочередной ввод в эксплуатацию ГП - 2 привел к образованию локальной воронки давления в зоне его расположения. В последующие годы сформировалась вторая зона минимального пластового давления (ГП - 6, 7), где наиболее интенсивный удельный темп падения пластового давления: на каждый млрд. м добытого газа расходуется 0,07 - 0,063 МПа , в то время как на ГП 1 - 4 - 0,045 МПа, что обусловлено различным темпом разработки участков, т. е. различным соотношением отборов и запасов газа. Этот показатель на протяжении всего анализируемого периода имел наибольшие значения именно в районе ГП-6. Анализ контроля за изменением давления по наблюдательным скважинам во времени показал, что темп его снижения соответствует темпу падения пластового давления в эксплуатационном поле соответствующих ГП. Разница давлений в пласте между зонами расположения эксплуатационных скважин и давления в наблюдательных скважинах по годам имеет практически постоянную величину, которая колеблется от 0,03 МПа по району ГП - 3 до 0,20 МПа по району ГП - 9 и зависит от расстояния между наблюдательной скважиной и зоной отбора, т.е. от расположения на профиле соответствующей депрессионной воронки, что свидетельствует о хорошей газодинамической связи центральных и периферийных частей залежи. Контроль за давлением в водоносной части пласта осуществляется замерами уровня жидкости в пьезометрических скважинах. В течении 1998 года такие замеры проведены в 10 - и скважинах. Везде отмечено снижение отметки уровня со средним темпом 6,6 м/год, максимальное снижение уровня равное 21,70 м по 452 скважине, это объясняется тем, что скважина находится в районе ГП - 2. С целью обеспечения равномерной отработки залежи по разрезу продуктивных отложений и длительной безводной отработки эксплуатационных скважин, на месторождении применяется дифференцированная схема вскрытия, эксплуатационные скважины перфорированы в разных частях разреза. Анализ замеров пластовых давлений по кустовым скважинам, вскрывшим различные участки разрезов, показывает, что разница в пластовых давлениях в верхних и нижних частях разреза не превышает 0,20 МПа. В частности, по кустовым скважинам ГП - 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, вскрывшим разрез в верхней и нижней частях толщи разница давлений составляет от 0,02 до 0,20 МПа. На динамику отборов оказывает большое влияние внедряющаяся пластовая вода, которая снижает газонасыщенность отложений, способствует снижению величин предельных депрессий на пласт. Диапазон допустимых депрессий для скважин с водопроявлениями , выше которых начинается вынос песка, колеблется от 0,14 МПа (участок ГП - 6) до 0,43 МПа (участок ГП-8а), т.к. зонам с большей обводнённостью соответствуют меньшие величины предельных депрессий. Активное внедрение пластовой воды в продуктивные отложения -серьезный фактор современного этапа разработки месторождения. Гидрохимический контроль выносимой газом жидкости осуществляется на основе анализа проб жидкости, отбираемых в ходе проведения специальных исследований с использованием устройства Надым - 1 или пробоотборников, установленных на устье скважин. Оперативный химический анализ проводится в химлаборатории НТЦ Надымгазпром. Внедрение пластовых вод в продуктивные отложения способствует водопескопроявлению и обводнению эксплуатационных скважин. Этот фактор со временем прогрессирует и обуславливает возрастание числа капитальных ремонтов скважин, что отразится на уровне годовых отборов. Это подтверждается ежегодным ростом объема ремонтных работ. За текущий год в 19 скважинах проведён капитальный ремонт, из которых в 10-и (№№ 205, 302, 304, 405, 413, 510, 516, 702, 919, 922) проводились работы по изоляции притока пластовой воды и ликвидации выноса песка, а также повторная или дополнительная перфорация. За счёт восстановленной добычи получено дополнительно 377,830 млн. м3 газа. При этом наиболее отрицательное влияние на продуктивную характеристику оказывает использование глинистого раствора в качестве задавочной жидкости. В таких скважинах, как правило, очистка призабойных зон во времени охватывает период до 3 - 5 лет. В ряде скважин наблюдается скопление жидкости на забое, и это ограничивает их производительность, а часто приводит к остановке скважин. Для удаления жидкости из скважин, восстановления стабильной работы, проводятся интенсификационные работы. Необходимо отметить, интенсификационные работы в некоторых случаях проводились в скважинах, остановившихся по причине самозадавливания и только закачка метанола и ПАВ позволили продолжить их эксплуатацию. Уровень годовой добычи Медвежьего месторождения имеет тенденцию к снижению и определяется величинами пластовых давлений и предельных депрессий в каждом районе добычи. Поддержание уровня годовых отборов обеспечивается интенсивными методами - проведением различных технических мероприятий, научно обоснованных и направленных на поддержание и улучшение продуктивных характеристик, как отдельных скважин так и месторождения в целом. Месторождение эксплуатируется согласно "Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации". Накопленный отбор и годовая добыча газа соответствует проектным величинам, пластовые давления соответствуют проектным с разницей по отдельным участкам на 0,18 - 0,02. В таблице 2 приведены плановые и фактические показатели разработки месторождения Медвежье. 2.2 Текущее состояние разработки месторождения Основной фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин ГП-5 сосредоточен в сводовой части залежи. Количество добывающих скважин по УКПГ-5 - 39 шт, по зоне отбора - 27 шт. Начальные запасы свободного газа по данному участку составляли 139 млрд. м3, в настоящее время отобрано 112,4 млрд. м3, т.е. 79,8 %. Годовая добыча - 2,47 млрд. м3. Пластовое давление от начального в настоящее время упало в среднем до 3,4 МПа, т.е. почти на 70 %. Обводнение этой части залежи в настоящее время составило в целом 23,7 %, по эксплуатационной зоне - 27 %. Первоначальный газоводяной контакт при бурении большинства скважин отмечался на абсолютной отметке 1133,0 м. Контроль за ГВК в настоящее время ведется по 4 наблюдательным скважинам. По результатам измерений методом НГК наиболее высокое положение газоводяного контакта отмечается в районе скв. 69 (28 м), расположенной в своде структуры. Подъем ГВК в среднем по зоне отмечается на 20 м. Масштаб: Вертикальный 1:5000 Горизонтальный 1:50000 Масштаб: Вертикальный 1:5000 Горизонтальный 1:50000 |