Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтег

Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Основные проектные решения и текущее состояние разработки
В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГаз и его Тюменским филиалом был составлен “Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации”, в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.
В 1975г. ТюменНИИгипрогазом был составлен “Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения” (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В+С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, лифтовые трубы 114 мм. Средний дебит скважин принят для южного участка 500 тыс.м3/сут, для северного - 200 тыс.м3/сут. Для обеспечения равномерной выработки запасов по разрезу предлагалось дифференцированное вскрытие продуктивного пласта. Размещение скважин центрально-групповое, cкважины располагаются парами, расстояние между которыми 50-70 м, между парами 800 -1200м. ДКС должна вводиться на первом году разработки. Проектом предусматривалось строительство двух УКПГ производительностью 15 млрд.м3 в год на южном и 5 млрд.м3 на северном участках.
Газовая залежь Губкинского месторождения введена в разработку в июле 1999г. в соответствии с Проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом в 1995г. на уточненные авторами проекта запасы газа в объеме 362,6 млрд.м3. Всего были рассмотрены три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями добычи газа 10, 13, 15 млрд.м3 в год на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных наклонно-направленных скважин 73 единицы на южном, более крупном по запасам и 15 субгоризонтальных – на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний дебит скважины на южном участке – 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.
Продолжительность периода постоянных годовых отборов по рекомендуемому варианту составляла 11 лет. Ввод ДКС предусматривался на второй год разработки. Система сбора газа коллекторная с подключением в один коллектор от шести до девяти скважин. Диаметр газосборных коллекторов 219 - 426 мм.
Данные решения были утверждены рабочей Комиссией по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ РАО «Газпром» (протокол №17/95 от 28.11.95г.). В 1996г. институтом в связи с необходимостью обеспечения добычи газа в период пиковых нагрузок были составлены дополнения к проекту с обоснованием дополнительного бурения шести эксплуатационных скважин. Дополнения были утверждены той же Комиссией (протокол №8-Р/96 от 10.04.96г.).
В 1998г. с учетом всех дополнительных данных, полученных по итогам геолого-разведочных работ, Западно-Сибирским геологическим научно-аналитическим центром (ЗапСибГеоНАЦ)произведен пересчет запасов газа сеноманских залежей Губкинского месторождения. Начальные балансовые запасы свободного газа утверждены в объеме 399081 млн.м3, в т.ч. 346711 млн.м3 по южному участку и 52370 млн.м3 по северному (Протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г.).
Результаты эксплуатационного бурения, промысловые исследования и изучение добывных возможностей скважин в начальный период эксплуатации выявили резервы производительности промысла. В частности, продуктивные характеристики скважин оказались значительно выше проектных. Так, если при проектной депрессии0,344 МПа проектом предусматривались дебиты порядка 500 тыс.м3/сут, то фактические дебиты в пусковой период характеризовались величиной в среднем 648 тыс.м3/сут при средней депрессии 0,097 МПа. В связи с этим, в 2001 г. ТюменНИИгипрогазом в рамках «Корректив к Проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения» проведено оперативное уточнение технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены «Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на 2001-2003 гг.» (ТЭП). Последние были утверждены Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол № 37-р/2001 от 9 июля 2001 г.). Основные положения ТЭП легли в основу дальнейших технологических и технико-экономических расчетов.
На 01.01.2008 основные показатели: годовой отбор газа – 8,7 млрд.м3; количество скважин - 64; средний дебит - 640 тыс.м3/сут; текущая депрессия - 0,223 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящей работе на основе уточнения геологического строения, анализа материалов истории разработки, приведены результаты трехмерного геологического и газогидродинамического моделирования сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения, выполнены прогнозные проектируемые расчеты показателей разработки и предложены оптимальные технические и технологические решения по обеспечению максимальной добычи газа.
Продуктивная толща сеномана представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (120 м) часть сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам.
Впервые запасы газа были утверждены в 1967г. по результатам бурения 19 поисковых и разведочных скважин (протокол ГКЗ № 5095 от 24 февраля 1967г.), в объеме 352.6 млрд. м3. В 1998г. предприятие ЗапСибГеоНАЦ подготовило пересчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г., рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составили 399,081 млрд.м3, в том числе 346,711 млрд.м3 по Губкинскому участку и 52,37 млрд.м3 по Северо-Губкинскому участку.
  В толще сеномана выделяются два отличающихся друг от друга горизонта: верхний, маломощный морского шельфового генезиса, и нижний, более мощный, представляющий собой неравномерное чередование прибрежно-морских и континентальных отложений.
Граница между этими двумя толщами в пределах месторождения располагается несогласно относительно кровли сеномана и в целом отражает условную линию, почти паралельную уровню поверхности воды сеноманского аккумулятивного палеобассейна.
Залегающая ниже более мощная толща сеноманских пород имеет наиболее типичные для сеномана признаки – резкую неоднородность строения, затрудняющую ее внутреннюю стратификацию и обусловленную взаимным наложением разных генетических механизмов осадконакопления, шельфового и континентального. Отмечается тенденция возрастания сверху вниз доли континентальных фаций в разрезе этой толщи в целом.
Подавляющий объем (около 80%) от нижней толщи составляют осадки шельфового морского генезиса. При этом для большинства скважин их вскрывающих, корреляция этих пластов не вызывает затруднений.
Газовая залежь Губкинского месторождения введена в промышленную эксплуатацию в июле 1999г. в соответствии с проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом в 1995г (протокол № 17/95 от 28.11.95г.). Проектом был рекомендован вариант с уровнем годовой добычи газа 13 млрд.м3, число эксплуатационных наклонно-направленных скважин 73 единицы на южном, более крупном по запасам, число кустов 25 – по 2-3 скважины в кусте. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний проектный дебит скважины на южном участке – 500 тыс.м3/сут. Проектные решения касающиеся южного купола на сегодняшний день реализованы практически полностью.
Анализ результатов эксплуатации скважин позволили выявить резервы производительности как залежи так и технологического оборудования промысла. В частности, продуктивные характеристики скважин оказались значительно лучше прогнозируемых. В связи с этим, в данной работе были уточнены технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены на основе переинтерпритации материалов ГДИС.
Эффективная разработка месторождения предполагает оптимальную эксплуатацию основной части залежи (Южный участок), технические и технологические решения по освоению и эксплуатации Северного Участка. В соответствии с этим в настоящих коррективах рассмотрен вариант разработки месторождения в целом. Выбор варианта определялся подходом к объемам добычи газа на разных участках, расположению, числу и конструкции эксплуатационных скважин газа на Северном участке и транспорта газа с него.
Поскольку обустройство основной части залежи практически закончено, объемы добычи газа с Южного участка месторождения в соответствии с ранее принятыми решениями, в основной период разработки принят равными 15 млрд.м3.
С целью достоверного прогнозирования процессов происходящих в залежи газогидродинамическая модель продуктивных отложений адаптирована по истории разработки. В процессе корректировки информации осуществлялся подбор промыслово-геологических параметров, с помощью которых рассчитаны параметры работы залежи и технологические показатели разработки, наиболее соответствующие фактическим.
По площади месторождения гидродинамическая модель представляет собой 30х90=5400 глобальных взаимосвязанных ячеек. В зоне размещения кустов эксплуатационных скважин глобальные ячейки разбиты на локальные, с целью отведения для каждой скважины индивидуальных ячеек и моделирования неоднородности строения залежи в пространстве между скважинами. Число ячеек в локальных измельчениях достигает 1600. Общее количество ячеек модели приближается к 250000.
Функционирование трехмерной фильтрационной модели позволило выявить ряд особенностей разработки сеноманской газовой залежи. Так, например, скважины куста №102 расположены вблизи внешнего контура газоносности. Эффективная газонасыщенная толщина незначительна – около 30 м. Интервал перфорации расположен близко к поверхности начального ГВК. Кроме этого, перфорацией скважин вскрывается мощный песчаный пласт, простирающийся вплоть до внешнего контура газоносности. Согласно расчетам, перечисленные обстоятельства предполагают быстрое обводнение скважин этого куста.
Программный комплекс, примененный при расчете технологических параметров работы залежи и скважин, предусматривает прогнозирование суточной и годовой добычи газа по месторождению, определение пластового (в целом по залежи, в зоне размещения эксплуатационных скважин, в окрестностях эксплуатационных скважин), забойного и устьевого давлений, депрессий на пласт, дебитов скважин и объемов внедрения воды в продуктивную залежь и других показателей.
Расчеты показателей разработки проведены по базовому (по которому ведется разработка) и проектируемому (новому). При этом максимальные уровни годовых отборов газа определялись исходя из добывных возможностей эксплуатационных скважин Южного и Северного участков, обеспечения надежной работы газопромыслового оборудования по подготовке газа и вариантов транспорта газа с Северного участка.
Проектируемый вариант предусматривает ввод в разработку в 2009 году Северного участка Губкинского месторождения с целью поддержания уровня постоянной годовой добычи газа 15 млрд.м3 и дозагрузки высвобождающихся производственных мощностей Южного участка месторождения в связи с началом падающей добычи. Проектный вариант рассчитан на максимальный годовой отбор газа с Северного участка 1,5 млрд.м3 и отличаются количеством эксплуатационных скважин. При этом на Северном участке дополнительно разбуриваются семь кустов по три куста (2 по 5 скважин и один из трех скважин) Все кусты скважин разбуриваются по схеме центральная - вертикальная, остальные с отклонением на кровлю 250 м.
Для обоснования проектного решения по разработки в рамках настоящей работы рассчитаны технико-экономические показатели добычи газа. Технико-экономический анализ разработки Губкинского месторождения позволил сделать следующие выводы и предложения:
1. При существующей в ОАО «Газпром» в настоящее время цене газа 133р. за 1000м3 разработка месторождения не столь эффективна. При повышении отпускной цены газа на промысле до 175 р. за 1000 м3 ситуация меняется в положительную сторону
2. Перенос сроков ввода северного участка на более поздний период с 2009 года на 2011 год улучшает показатели экономической эффективности разработки месторождения;
3. Бурение на северном участке скважин с отклонением от вертикали 1000 м не улучшает показатели эффективности проектируемого варианта.
4. Поскольку для наиболее полного извлечения углеводородов из залежи необходимо освоение запасов газа северного участка залежи, лучшими показателями эффективности является предложенный в работе вариант: NPV=0,9 млрд.р., IRR=13 %, срок окупаемости с учетом ранее понесенных затрат – 8 лет;
5. Для продления сроков рентабельной разработки месторождения необходимо в период падающей добычи поэтапно повышать цену реализацию газа.
С точки зрения рациональной разработки месторождения, для наиболее полного извлечения углеводородов из залежи, ввод Северного участка необходим.
Рекомендуемый вариант характеризуется следующими технико-экономическими показателями: фонд скважин – 87 скважины. в т.ч.: Южный участок – 74 скважины, Северный участок – 13 скважин, накопленная добыча газа – 287,36 млрд.м3, объем кап.ложений – 4128,63 млн.руб., эксплуатационные затраты – 37954,78 млн.руб., себестоимость добычи 1000 м3 газа – 111,85 руб., чистая прибыль – 7424,61 млн.руб, чистый дисконтированный доход – 904,03 млн.руб., IRR – 13,0 %, срок окупаемости – 8 лет