Технологическая схема разработки Восточно- Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения
Описание работы
Работа пользователя Р. Алимов
Введение
Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в пределах Вынгапуровского нефтегазоносного района Надым-IIурской нефтегазоносной области. Месторождение открыто в 1971 году первой поисковой скважиной N 16, которая и явилась первооткрывательницей месторождения. С 1971 по 1999 год на месторождении пробурено 85 поисковых и разведочных скважин. В результате открыто 15 газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей, из которых в пластах: нефтяная БП I6, газоконденсатная БПI4, БПI2, газовая ПК1.
Основой для начала обустройства месторождения явилась «Технологическая схема разработки Восточно- Таркосалинского нефте -газоконденсатного месторождения», выполненная СиБНИИНП в 1993 г.
В 1995 году ОАО НК «Таркосаленефтегаз» получила лицензию на разведку и разработку Восточно- Таркосалинского участка.
В 1996 г. институтом ТюменНИИгипрогаз были выполнены «Коррективы технико-экономических показателей газовых и газоконденсатных залежей Восточно-Таркосалинского месторождения» на первые три года эксплуатации, предусматривающие по сеноману: объем годовой добычи газа - 10 млрд.м3, число эксплуатационных скважин - 69 ед., кустовое размещение эксплуатационных скважин по две скважины в кусте. Данные решения были утверждены рабочей Комиссией по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ ОАО «Газпром» (протокол N226-p/96 от 04.12.96 г.). В конце 1998 г. газовая залежь была пущена в эксплуатацию. На 01.01.2001г. из залежи добыто 5,848 млрд.м3 газа, работает 24 скважины (10 кустов по 2 скважины и 4 одиночных). Пластовое давление в зоне размещения скважин по сравнению с начальным снизилось на 2,43 % и составляет 12,05 МПа.
Накопленный в ходе первых лет освоения и эксплуатации месторождения материал требует обобщения и уточнения основных технологических и техникоэкономических показателей разработки сеноманской газовой залежи. В связи с этим по предложению ОАО НК «Таркосаленефтегаз» и при его активном участии, в настоящей работе на основе уточнения геологического строения, и новых представлений о геологогазогидродинамической модели сеноманской залежи, сделаны прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения, систем добычи, компримирования, подготовки и транспорта газа.
Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в пределах Вынгапуровского нефтегазоносного района Надым-IIурской нефтегазоносной области. Месторождение открыто в 1971 году первой поисковой скважиной N 16, которая и явилась первооткрывательницей месторождения. С 1971 по 1999 год на месторождении пробурено 85 поисковых и разведочных скважин. В результате открыто 15 газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей, из которых в пластах: нефтяная БП I6, газоконденсатная БПI4, БПI2, газовая ПК1.
Основой для начала обустройства месторождения явилась «Технологическая схема разработки Восточно- Таркосалинского нефте -газоконденсатного месторождения», выполненная СиБНИИНП в 1993 г.
В 1995 году ОАО НК «Таркосаленефтегаз» получила лицензию на разведку и разработку Восточно- Таркосалинского участка.
В 1996 г. институтом ТюменНИИгипрогаз были выполнены «Коррективы технико-экономических показателей газовых и газоконденсатных залежей Восточно-Таркосалинского месторождения» на первые три года эксплуатации, предусматривающие по сеноману: объем годовой добычи газа - 10 млрд.м3, число эксплуатационных скважин - 69 ед., кустовое размещение эксплуатационных скважин по две скважины в кусте. Данные решения были утверждены рабочей Комиссией по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ ОАО «Газпром» (протокол N226-p/96 от 04.12.96 г.). В конце 1998 г. газовая залежь была пущена в эксплуатацию. На 01.01.2001г. из залежи добыто 5,848 млрд.м3 газа, работает 24 скважины (10 кустов по 2 скважины и 4 одиночных). Пластовое давление в зоне размещения скважин по сравнению с начальным снизилось на 2,43 % и составляет 12,05 МПа.
Накопленный в ходе первых лет освоения и эксплуатации месторождения материал требует обобщения и уточнения основных технологических и техникоэкономических показателей разработки сеноманской газовой залежи. В связи с этим по предложению ОАО НК «Таркосаленефтегаз» и при его активном участии, в настоящей работе на основе уточнения геологического строения, и новых представлений о геологогазогидродинамической модели сеноманской залежи, сделаны прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения, систем добычи, компримирования, подготовки и транспорта газа.
Заключение
Опытно-промышленную эксплуатацию Восточно – Таркосалинского месторождения ОАО НК «Таркосаленефтегаз» начала в 1995 году с разработкиI нефтяного участка. К марту 2000 года накопленная добыча нефти составила болee 500 тысяч тонн, ежесуточная достигла уровня 450 тонн.
Сеномaнская залежь Восточно - Таркосалинского месторождения введена в эксплуа-
тацию в декабре 1998 года в соответствии с "Коррективами технико-экономических показателей разработки газовых и газоконденсатных залежей Восточно- Таркосалинского месторождения на период 1996-1998 гг.''. составленньм ТюменННИИгипрогазом на годовой отбор 10 млрд.мз,исходя из утвержденных запасов в объеме 311,9 млрд.мз (Протокол комиссии по месторождениям и ПХГ № 26-р/96 от 14 декабря 1996 г.).
По состоянию на 01.01.2001 г. из залежи отобрано 5,848 млрд.мз или 1.87 % от утвержденных запасов.
Сеноманская газовая залежь на Восточно - Таркосалинском месторождении приурочена к верхней части покурской свиты. Газонасыщенные коллекторы вскрыты на глубинах 1234,2-1297,6 м. Промышленная газоносность доказана испытанием 15 скважин, специально пробуренных для изучения сеноманской газоносной толщи. Продуктивная часть сеномана предсталена песчаноалевритовыми и глинистыми породами. Толщина коллекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 0,4 до 22,8 м (см. граф. прил. 80, 80а. 93-97), а прослоев заглинизированных пород и глин от 0,4 до 4 м. Процент породколлекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 66,7 до 100 О/О , в среднем составляя 84 %.
Дебиты скважин достигают 737 тыс.мз/сут. Среднее пластовое давление в залежи составляет 12,9 МПа, пластовая температура 420 С.
Газоводяной контакт залежи принят на отметке минус 1230,5 м. Залежь газа(ПК,) пластово-массивная, водоплавающая. Размеры залежи составляют 44 х 34-16 км, высота залежи 37,4 м.
Продуктивная толща сеномана в основном, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием первых двух литологических разностей. Коллекторами газа являются пески, песчаники, алевролиты.
Физико- химические свойства газа сеноманской залежи изучены по 17 пробам, отобранным из 15 скважин. По данным исследований проб газ имеет метановый состав, содержание его до 98,32 %. Газ сухой, максимальное содержание тяжелых углеводородов не превышает 0314%. Относительная плотность газа по воздуху 0,563, средняя низшая теплотворная способность 7879 ккал/мз.
Характеристика компонентного состава газа следующая: метана 98.32 %, этана 0,07 %, пропана 0,01 %, бутанов 0,006 %, углекислого газа 0,19 %, азота 1,36 %, гелия 0,018 %, аргона 0,01 %, водорода 0,02 %. Сероводород в газе отсутствует.
В 1994 г. Главтюменьгеологией был произведен подсчет запасов нефти газа и конденсата. По результатам подсчета запасы нефти, газа и конденсата были утверждены ГКЗ и поставлены на Государственный баланс РФ.
Утвержденные запасы газа в сеноманской залежи составили 311,9 млрд.мз. Запасы газа, оцененные на основе геологической модели составляют 284,5 млрд.мз или 91,2 % от утвержденных ГКЗ.
Сеномaнская залежь Восточно - Таркосалинского месторождения введена в эксплуа-
тацию в декабре 1998 года в соответствии с "Коррективами технико-экономических показателей разработки газовых и газоконденсатных залежей Восточно- Таркосалинского месторождения на период 1996-1998 гг.''. составленньм ТюменННИИгипрогазом на годовой отбор 10 млрд.мз,исходя из утвержденных запасов в объеме 311,9 млрд.мз (Протокол комиссии по месторождениям и ПХГ № 26-р/96 от 14 декабря 1996 г.).
По состоянию на 01.01.2001 г. из залежи отобрано 5,848 млрд.мз или 1.87 % от утвержденных запасов.
Сеноманская газовая залежь на Восточно - Таркосалинском месторождении приурочена к верхней части покурской свиты. Газонасыщенные коллекторы вскрыты на глубинах 1234,2-1297,6 м. Промышленная газоносность доказана испытанием 15 скважин, специально пробуренных для изучения сеноманской газоносной толщи. Продуктивная часть сеномана предсталена песчаноалевритовыми и глинистыми породами. Толщина коллекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 0,4 до 22,8 м (см. граф. прил. 80, 80а. 93-97), а прослоев заглинизированных пород и глин от 0,4 до 4 м. Процент породколлекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 66,7 до 100 О/О , в среднем составляя 84 %.
Дебиты скважин достигают 737 тыс.мз/сут. Среднее пластовое давление в залежи составляет 12,9 МПа, пластовая температура 420 С.
Газоводяной контакт залежи принят на отметке минус 1230,5 м. Залежь газа(ПК,) пластово-массивная, водоплавающая. Размеры залежи составляют 44 х 34-16 км, высота залежи 37,4 м.
Продуктивная толща сеномана в основном, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием первых двух литологических разностей. Коллекторами газа являются пески, песчаники, алевролиты.
Физико- химические свойства газа сеноманской залежи изучены по 17 пробам, отобранным из 15 скважин. По данным исследований проб газ имеет метановый состав, содержание его до 98,32 %. Газ сухой, максимальное содержание тяжелых углеводородов не превышает 0314%. Относительная плотность газа по воздуху 0,563, средняя низшая теплотворная способность 7879 ккал/мз.
Характеристика компонентного состава газа следующая: метана 98.32 %, этана 0,07 %, пропана 0,01 %, бутанов 0,006 %, углекислого газа 0,19 %, азота 1,36 %, гелия 0,018 %, аргона 0,01 %, водорода 0,02 %. Сероводород в газе отсутствует.
В 1994 г. Главтюменьгеологией был произведен подсчет запасов нефти газа и конденсата. По результатам подсчета запасы нефти, газа и конденсата были утверждены ГКЗ и поставлены на Государственный баланс РФ.
Утвержденные запасы газа в сеноманской залежи составили 311,9 млрд.мз. Запасы газа, оцененные на основе геологической модели составляют 284,5 млрд.мз или 91,2 % от утвержденных ГКЗ.
