Проектные показатели разработки

Проектные показатели разработки. Особенности геологического строения сеноманской залежи продуктивной толщи и характер связи газонасыщенной части залежи, относящейся к типу водоплавающей с пластовой водонапорной системой, позволяют предполагать возможное проявление в процессе разработки месторождения упруго-водонапорного режима.

Прогнозные расчеты показали, что продвижение воды, особенно в начальный период разработки месторождения, существенного влияния на характер снижения пластового давления в газовой залежи не окажет.

Поэтому расчеты изменения пластового давления производились из условия газового режима работы залежи. Расчеты по распределению пластового давления в залежи и в зонах расположения скважин каждого УКПГ проводились по методу конечных элементов, который является одной из переспективных разновидностей метода конечных разностей.

В таблице 2.1.1. приведены основные показатели разработки по УКПГ-2 Ямбургского месторождения.

При расчетах показателей разработки принят технологический режим постоянного дебита на период постоянной добычи и постоянной мощности ДКС и числа эксплуатационных скважин на период падающей добычи.

Средний рабочий дебит проектных эксплуатационных скважин принят 1000тыс.м3 сут. Опыт эксплуатации месторождений Тюменской области показал, что в период выхода на постоянную добычу средние дебиты скважин превышают пректные. В первые годы разработки в период отставания обустройства число скважин недостаточно, хотя существует запас давления для обеспечения процессов осушки, а добывные возможности и депрессии позволяют увеличить начальный рабочий дебит.

Поэтому в проекте в период нарастающей добычи рекомендуется дебиты 1500,1300,1100 тыс.м3 сут что отвечает фактическим условиям освоения Уренгойского и Медвежьего месторождения.

При определении количества скважин коэффициент эксплуатации принят равным 0,9 330 суток, резерв эксплуатационных скважин принят равным 20 . При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее принятые решения по разработке и обустройству месторождения на годовую добычу 125 млрд.м3,т.е. количество УКПГ в начальный период эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м3 год. Таким образом, с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м3,годовой отбор составит 4,4 от запасов.

За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66 от начальных запасов и, начиная с 19 года, месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации - период падающей добычи. В целом разработка Ямбургского месторождения характеризуется следующими показателями.

Период постоянных отборов составляет 13 лет. Начиная с 2004 года месторждение перейдет на падающую добычу. Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20 резерва будет равен 673. Таблица 2.1.1. отбор газа Q РПЛ Депрес- Кол-во Руст Рна вх. Мощность V на Годы год сум сия скважин в ДКС ДКС забое млрд.м3 тыс.м3 сут кгс см2 кгс см2 кгс см2 кгс см2 МВТ м сек 1986 8.0 8.0 1500.0 116.1 2.7 19 99.2 99.0 0 7.3 1987 30.0 38.0 1300.0 111.8 2.3 84 96.7 96.5 0 6.6 1988 30.0 68.0 1100.0 107.5 1.9 99 94.1 93.8 0 5.8 1989 30.0 98.0 1000.0 103.1 1.7 96 90.6 90.4 0 5.5 1990 30.0 128.0 1000.0 98.7 1.8 109 86.5 86.2 0 5.8 1991 30.0 158.0 1000.0 94.4 1.9 109 82.3 82.1 0 6.1 1992 30.0 188.0 1000.0 89.9 1.9 109 78.1 77.8 0 6.5 1993 30.0 218.0 1000.0 85.5 2.0 109 73.8 .73.5 2.2 6.9 1994 30.0 248.0 1000.0 81.0 2.2 109 69.4 69.1 9.3 7.3 1995 30.0 278.0 1000.0 76.5 2.3 109 65.0 64.7 17.2 7.8 1996 30.0 308.0 1000.0 72.0 2.4 109 60.5 60.1 26.2 8.4 1997 30.0 338.0 1000.0 67.4 2.6 109 55.8 55.4 36.6 9.1 1998 30.0 368.0 1000.0 62.7 2.8 109 51.0 50.6 48.8 9.9 1999 30.0 398.0 1000.0 58.0 3.1 109 46.1 45.6 63.3 10.9 2000 30.0 428.0 1000.0 53.2 3.4 109 40.9 40.3 81.2 12.1 2001 30.0 458.0 1000.0 48.4 3.7 109 35.4 34.7 104.2 13.6 2002 30.0 488.0 1000.0 43.5 4.2 109 29.4 28.6 136.0 15.6 2003 30.0 518.0 1000.0 38.5 4.8 109 22.7 21.6 186.1 18.3 2004 28.0 546.0 868.3 33.8 4.5 109 19.7 18.7 186.1 18.4 2005 24.4 570.4 759.0 29.6 4.3 109 16.8 16.0 186.1 18.8. 2006 21.3 591.8 662.9 26.0 4.1 109 14.3 13.6 186.1 19.1 2007 18.6 610.4 579.6 22.7 4.0 109 12.0 11.3 186.1 19.6 2008 16.3 626.7 507.2 19.8 3.9 109 9.8 9.2 186.1 20.2 2009 14.2 640.9 440.9 17.3 3.8 109 8.1 7.4 186.1 20.8 2010 12.4 653.3 383.6 15.1 3.7 109 6.4 5.8 186.1 21.6 2011 10.7 664.0 331.2 13.1 3.6 109 5.1 4.5 186.1 22.4 2012 9.3 673.3 285.5 11.5 3.6 109 3.9 3.3 186.1 23.3 2013 7.9 681.2 243.9 10.0 3.5 109 2.9 2.4 186.1 24.0 Продолжение табл. 2.1.1. отбор газа Q РПЛ Депрес- Кол-во Руст Рна вх. Мощность V на Годы год сум сия скважин в ДКС ДКС забое млрд.м3 тыс.м3 сут кгс см2 кгс см2 кгс см2 кгс см2 МВТ м сек 2014 6.8 688.0 207.0 8.8 3.4 109 2.2 1.6 186.1 24.7 2015 5.7 693.7 175.2 7.7 3.2 109 1.6 1.1 186.1 25.3 2.2.