Географическое и административное положение

 

Продолжительность периода опытно промышленной эксплуатации составляет три года и после его завершения Песцовое месторождение планируется ввести в промышленную разработку в соответствии с рекомендуемым вариантом.

Северная газоконденсатная залежь (район скважин 20, 25)

За период эксплуатации (16 лет) из пласта будет извлечено 377.73 млн.м3 пластового газа и коэффициент газоотдачи составит 74.8 %. Количество добытого стабильного конденсата за этот период составит 25.54 тыс.т. Количество компонентов фракции С5+в извлеченного из пласта составит 32.97 тыс.т и коэффициент извлечения конденсата равен 20.2 %. В конце периода разработки пластовое давление составит 5.11 МПа, дебит скважины составит 22.72 тыс.м3 пластового газа.

 Южная газоконденсатная залежь (район скважин 26, 551).

Залежь разрабатывается одной скважиной с горизонтальным окончанием. Начальный дебит скважины 69.00 тыс.м3/сут пластового газа, максимальный годовой отбор пластового газа равен 25.74 млн.м3. Продолжительность расчетного периода разработки составила 11 лет. Накопленная добыча пластового газа за расчетный период составила 175.58 млн.м3, что соответствует величине коэффициента газоотдачи равной 13.8 %. Суммарное количество добытого стабильного конденсата составило 17.90 тыс.т, а суммарное количество конденсата извлеченного из пласта составило 20.91 тыс.т, что соответствует величине коэффициента конденсатоотдачи равной 5.1 %. В конце расчетного периода пластовое давление составит 8.99 МПа, а средний дебит скважины 20.97 тыс. м3/сут и разработка прекращается в связи с тем, что дебит скважины становится ниже величины заданного рентабельного дебита равного 20 тыс.м3/сут.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ8-2 (район скважин 10, 17).

Залежь разрабатывается двумя скважинами с горизонтальным окончанием, расположенными в пределах нефтяной оторочки. Начальный дебит скважин равен 19.10 т/сут. Расчетная продолжительность разработки залежи составила 23 года

Максимальный годовой уровень добычи нефти составил 13.44 тыс.т. За расчетный период накопленная добыча нефти из пласта составит 117.69 тыс.т. Кроме того, в процессе разработки в результате изменения положения ГНК в скважины будет поступать газ из газовой шапки. Дебит газа будет изменяться от 6.43 до 51.50 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа за расчетный период составит 277.86 млн.м3,

В конце расчетного периода пластовое давление газонасыщенной части залежи составляет 13.91 МПа, в нефтяной части в области размещения эксплуатационных скважин пластовое давление составляет 13.19 МПа, а в среднем по нефтенасыщенной части залежи – 15.65 МПа. В эксплуатации находится одна скважина с дебитом 2.54 т/сут.

 Залежь пласта БУ83.

Залежь разрабатывается одной скважиной с горизонтальным окончанием при заданном годовом отборе пластового газа равном 50.00 млн.м3. Максимальный годовой отбор газа составляет 53.82 млн.м3. Начальный дебит пластового газа составил 113.89 тыс.м3/сут.

Расчетный период разработки залежи составил 23 года.

За расчетный период накопленная добыча пластового газа составит 587.08 млн.м3, количество конденсата извлеченного из пласта за расчетный период составит 49.30 тыс.т, при этом коэффициент газо- и конденсатоотдачи, соответственно, составят 31.5 % и 9.1 % от суммы запасов

В конце расчетного периода пластовое давление в залежи в зоне размещения эксплуатационной скважины составляет 4.96 МПа.

Залежи пласта БУ91(район скважины 26).

Залежь рекомендуется разрабатывать одной эксплуатационной скважиной с горизонтальным окончанием. Максимальный годовой отбор пластового газа задавался равным 115.00 млн.м3. Начальный дебит пластового газа составил 313.88 тыс.м3/сут.

Расчетный период разработки залежи составил 29 лет.

В конце расчетного периода средняя величина пластового давления в залежи в зоне размещения скважины составляет 10.31 МПа. Залежь разрабатывается в условиях водонапорного режима. За расчетный период в пределы залежи внедряется более 900 тыс. м3 воды, что приводит к подъему газо-водяного контакта.

 

 Основные технологические решения

По результатам анализа скважин конструкций и расположения скважин в Техническом задании представлены усредненные показатели, используемые для разработки проекта.

Работы на скважинах будут проводиться по индивидуальным планам работ, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.

Указанные планы разрабатываются с соблюдением технических требований изложенных в данном проекте.

Скважины предусматривается оснащать колонными головками ОКК2-350-168х245х324 12 ¾ х 9 5/8 х 6 5/8 –350, 13 5/8 12 ¾ х 9 5/8 х 6 5/8 –350 и фонтанной арматурой АФ6-80/65х35,  АФК6-100/100-35 ХЛ, 12 ¾ х 9 5/8 х 6 5/8 х 2 7/8 –350, 11 х 4 1/16 х 2 9/16 – 350 по информации, представленной в коррективах  “Технологической схемы разработки  нижнемеловых отложений   Песцового  нефтегазоконденсатного месторождения”

Скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 89 мм по пакерной схеме. Комплекс подземного оборудования КПО 89/168х35 включает пакер ПСС 168А, циркуляционный клапан и посадочный ниппель. В ряде скважин установлены комплексы КПГ с пакерами 2 ПД-ЯГ. Приблизительно в 50 % скважин не установлено подземное оборудование.

Проектом рассматривается вариант консервации скважин на срок более 3 лет с созданием репрессии на продуктивный пласт столбом технологичесокго раствора (жидкостью глушения) согласно [74]. Для создания репрессии на пласт, между интервалом ММП и интервалом заполненным блокирующей пачкой, располагается столб хлористого натрия. Для Песцового месторождения газоконденсат плотностью 780 кг/м3 в интервале 0 - 400 м + NaCl2 плотностью 1130 кг/м3 в интервале 400-2980 + смесь незамерзающей технической жидкости и химически осаженного мела плотностью 1140 кг/м3 в интервале 2980-3100 м Давление составного столба жидкости глушения составит 32,78 МПа. Пластовое давление 31,1 МПа с коэффициентом запаса 1,05 составит 32,66 МПа. 32,78>32,66, что удовлетворяет требованиям п. 2.7.3.3.  
ПБ 08-624-03.

Допускается консервация скважины на срок менее 3 лет путем закачивания в зону продуктивного пласта и выше 70 % водометанольного раствора [74].

В скважинах, оснащенных по пакерной схеме, циркуляция обеспечивается после открытия циркуляционного клапана. Демонтаж фонтанной арматуры не проводится, закачивание растворов в скважину проводится по стационарной промысловой обвязке. При расконсервации рассматриваются вопросы вызова притока путем снижения противодавления на пласт, при необходимости проводится снижение уровня компрессором, допускается использование скважины "донора". Ликвидация скважин проводится путем установки цементных мостов в интервале продуктивного пласта, напротив башмака технической колонны и в башмаке кондуктора, с заполнением верхней части ствола незамерзающей жидкостью.

После проведения работ по консервации или расконсервации скважин предусматривается "планировка" использованной территории бульдозером. После ликвидации скважины производится полноценная рекультивация.

Работы по восстановлению работоспособности скважины, согласно "Инструкции о порядке консервации и ликвидации скважин и оборудования их устьев и стволов", выявленные в процессе техосвидетельствования (непредвиденные), в проекте не отражаются. Согласно п. 4.19 ВСН 39-86 предусматривается оплату таких работ производить по дополнительному ИСР с последующим его утверждением в ОАО "Газпром".

Принципиальная схема размещения оборудования при производстве работ и схема обвязки устья при испытании представлены в приложении к проекту.

Консервация, расконсервация, ликвидация скважин производится круглогодично, подрядной организацией (бригадой по капитальному ремонту скважин).

Последовательность проведения работ по консервации, расконсервации и ликвидации скважин осуществляется в порядке установленном "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов" (Госгортехнадзор России, 22.05.2002 г). "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" РД 08-624-03 (Москва 2003). " Порядком оформления консервации скважин, учитываемых на балансе  
ОАО "Газпром" [12], [3], [69].

Подробно технология производства работ описана в "Технических правилах на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения" СТО 05751745-115-2005 [70]

При создании столбом ВМР репрессии на продуктивный пласт отвечающей требованиям п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, скважина считается заглушенной, а раствор, находящийся в стволе скважины является жидкостью глушения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ          ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ЯМАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ (филиал)

 

 

 

 

 

 

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

 

Дисциплина: «ГЕОЛОГИЯ»

 

Песцовое месторождение

 

 

 

 

                                                 Выполнил:

 

                                                  Студент 1 курса направления

                                                        1310000.62 «Нефтегазовое дело»

                                                        Группа ЭДГбз 11-2

                                                        Полетаева Ю. С.

 

                                                        Проверил:

              

                                                        Иванов И.М

 

                      

                                           Новый Уренгой 2012