Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів

 

При обгрунтуванні системи розробки (обєктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) враховано також практику сусідніх родовищ.

Діаметр експлуатаційної колони: 140/168 мм.(глибина стиковки3600 м)

Діаметр насосно-компресорних труб: 89/73 мм.(глибина стиковки1500м)

 

Таблиця 1.1 - Характеристика виділених об’єктів експлуатації

№ п/п	Експлуатаційний об’єкт	К-сть. експлуатац. св-н (№ свердл.)	Глибина проектних свердловин, м	Продуктивні горизонти	Запаси газу. млрд. м^3
1	I	1 (№6)	4900 (пр-кт) 5400)	В-16	0,430
2	II	2 (№5, №9)	5150	В-17	0,878
3	III	3 (№2, 3, 10)	5200	В-18	0,970
4	IV	11 (проект)	5200	В-19	0,270

 

Глибина спуску насосно-компресорних труб в свердловинах № 2, 3, 10, що експлуатують В-12: 4900 – 5140 м (10-20 м над верхніми отворами перфорації).

Дебіт газу замірявся за допомогою 2’’ діафрагмового вимірювача критичної течії.

Результати випробувань приведемо в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 - Результати випробування на продуктивність свердловини №3, інтервал 5148-5168м, горизонт В-12

Діам. діафр., мм	Час стаб., Год.	Тиск, МПа			Туст, К	Q, тис. м^3/ добу	Qк, м^3/ добу	Коеф.фільтр.
		Ртр	Рзтр	Рвиб				А	В
6,0	30	22,02	21,06	32,58	289	54,2	6,0	1,2	0,11
7,2	30	20,68	21,20	31,01	289	64,6	6,5
8,0	30	19,01	19,94	29,19	289	67,8	6,8
8,6	31	18,44	19,46	28,17	289	89,3	8,1
10,0	36	14,98	15,14	24,38	289	101,4	8,9
12,0	30	12,34	14,02	23,28	289	109,2	9,1

 

За дослідженням горизонт В-12 по продуктивності відноситься до групи низькодебітних. Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 12,0 мм, склав 109 тис м3/добу при депресії на пласт 14,6 МПа, робочому тиску 12,34 МПа.

 

Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:

 

А=1,2 (МПа2·добу)/тис.м3,В= 0,11 ((МПа·добу)/тис.м3)2

 

Проникність пласта, розрахована за даними дослідження свердловини №3 на продуктивність, дорівнює Кпр = 10,2 10-15 м2.

Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (Рст =31,6 МПа) на середину інтервалу перфорації (5158 м) дорівнює Рпл=37,9МПа.

Після дослідження на продуктивність свердловину було закрито та виконано запис КВТ. Визначені коефіцієнти a=1056,25 МПа2, b = 46,1 МПа2/с.

За результатами обробки КВТ та кривої відновлення тиску визначаємо параметр провідності пласта kh/m=21,03 (Д·м)/сП, та проникність Кпр=12·10-15 м2.

Горизонт В-12 визначається продуктивним, за даними ГДС, в свердловинах №2, 3, 5, 9, 10, його продуктивність доведена випробуванням у свердловинах №2, 3.

 

Таблиця 1.3 – Характеристика порід колекторів

№ свердл.	Глибина залягання, м	Товщина, м		Проходка з відбором керну, м	Винос керну		КП по гдс	Характеристика порід-колекторів						Характер на-сиченості горизонту по гдс	Примітка
		загальна, м	ефек-тивна, м		м	%		Пористість, % від – до кільк. визнач.	Середнє значення	Проникність 10^-15 м2від – до кільк. визнач.	Сере-днє значення	карбонатність, від - до кільк. визнач.	Середнє значення
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Горизонт В-12
5	4795-4803,4	8,4	5,2	4793-4803	6	60	20	13.5-29.56	23,7	5. 7-1876	130,2	0,4-96	7	піск. газонос.
	4815,5-4819	3,5	2,0				25
	4830,3-4836	5,7	2,9				25							піск. водонас.
	4890-4900	10	5,7				20							піск. водонас.
6	4872-4880	8	6,1	4865-4875	7,5	75	25	14,7-28,111	23,4	2,08-18020	67.6	0.8-8,319	5,8	піск. водонас.
9	4910-4919	19	13,5	-			20							піск. газонос.
Горизонт В-13
2	5020-5041	21	15,6	5024-5032	6,45	82	9,5	11,1	10	0,24-5	3,4	2,50	2,5	піск. газонос
	5063-5076	13	11,5	5060-5068	7	88	12,5	15	13,6	0,56-16	10	2,5	2,5	піск. газонос
3	5140-5160	20	15	5150-5157	5,6	76	7,2	9,5	8,2	1-14,5	8,3	2	2	піск. газонос
10	5070-5077	7	6,8	5066-5075	7,2	82	12,8	15	13	6-10,3	9,1	2	2	піск. газонос

 

При випробуванні відібрані проби газу, лабораторний аналіз приведено у таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 - Результати фізико-хімічних досліджень газу впродуктивних горизонтах свердловини №3 (при стандартних умовах Т= 20 ˚С, Р=760 мм рт. ст.)

Горизонт	Густина газу (кг/м^3)	Густина газу по повітрю	Нижня теплота згоряння	Компонентний склад (% об.)
				Метан	Етан	Пропан	Ізобутан	Н-бутан	Гексани+вищі	Азот	Діоксид вуглецю	Гелій	Водень
В-12	0,774	0,643	8744,5	89,227	4,712	1,996	0,228	0,572	0,561	0,71	0,33	0,072	-
В-13	0,774	0,643	8744,5	89,055	5,220	2,238	0.302	0,621	0,882	0,906	0,336	0,065	-
В-14	0,725	0,622	8744,5	90,941	4,510	0.457	0,320	0,168	0.577	0,426	0,201	0,069	-
В-15	0,749	0,602	8395,0	86,090	6,469	1,803	0,189	0,363	0,07	0,388	0,266	0.061	-

 

Характеристика і стан фонду свердловин

 

На державний баланс родовище прийняте у 1966р. Всього пробурено 13 пошукових і розвідувальних свердловин, якими розкрито розріз від мейоз-кайнозою до кристалічного фундаменту протерозою.

В 1968р. розпочата дослідно-промислова експлуатація, а в 1971 р.—розробка покладів. Максимального видобутку газу досягнуто в 1972 р. (11,2% від початкових запасів). Річний відбір газу—1,4-2,0 млрд. куб. м газу утримувався на протязі 1970-1974 рр. і забезпечувався 21 експлуатаційною свердловиною. Поклади розроблялися окремими сітками свердловин (лише горизонтів С-13 і С-15 спільно) в режимі природного виснаження з високим темпом зниження пластового тиску і виходу стабільного конденсату. З родовищ відібрано 77,2% початкових запасів газу і 60% конденсату.

З 1984 р. родовище використовується як підземне газосховище.

 

Аналіз розробки покладу

Система розробки

 

Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу. Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.

Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.

Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.

Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу. У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.

Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,

 

Рис. 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

 

На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.

Система розробки нафтових родовищ охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління процесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кількість, розміщення свердловим, а також послідовність їх буріння, обґрунтовує необхідність і вибір методу штучного впливу на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу розробки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює комплекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.

Таблиця 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

 

Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.

Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.