Разработка газоконденсатного месторождения [1] осуществляется на основании решений «Технологической схемы разработки (с выделением периода опытно-промышленной эксплуатации) газоконденсатного месторождения» 2009 года.
Судить об эффективности реализуемой системы разработки [2-5] не представляется возможным, в связи с тем, что проектный фонд скважин на месторождении реализован на 25%, что в свою очередь обусловлено результатами выполненной программы доразведки и исследовательских работ.
В рамках реализации доразведки месторождения, предусмотренной действующим проектным документом, недропользователем было проведено испытание двух разведочных скважин, по результатам которых промышленных притоков газоконденсата получено не было, что в свою очередь отразилось на дальнейшем эксплуатационном бурении и реализации проектного фонда скважин
По состоянию на 01.01.2013 года накопленная добыча сухого газа по объекту Ач3 составила 383.4 млн.м3, стабильного конденсата – 114.6 тыс.т. Разработка объекта ведется на режиме истощения. Объект Ач2 в промышленную эксплуатацию не вовлечен.
Годовая добыча сухого газа за 2012 год составила 71.9 млн.м3, стабильного конденсата – 14.6 тыс.т, воды – 0.6 тыс.т.
Среднегодовой дебит газа в 2012 г. составил 104.4 тыс.м3/сут, конденсата – 21.2 т/сут. Действующий фонд добывающих скважин на конец 2012 года – 2 единицы. Динамика основных показателей разработки объекта Ач3 представлена на рисунке 1 и в таблице 1.
Максимальный уровень добычи сухого газа достигнут в 2010 году (88.4 млн.м3), когда действующий добывающий фонд достиг своего максимального значения. Самый высокий уровень добычи конденсата отмечен ранее (в 2009 году) – 27.1 тыс.т.
Газоконденсатный фактор в 2012 году составил 194 г/м3, и в целом по объекту характеризуется общей тенденцией к снижению.
Максимальный отборы газа и конденсата приходятся на горизонтальную скважину № 132 (262.0 млн.м3 и 65.7 тыс.т, соответственно), что составляет 69 % от накопленной добычи по месторождению в целом. На скважины № 843 и 131 приходится 30 и 1% накопленной добычи, соответственно (рисунок 2).
Таблица 1 – Динамика добычи углеводородов и воды газоконденсатного объекта Ач3 газоконденсатного месторождения
|
Годы |
Добыча газа, млн.м3 |
Добыча конденсата, тыс.т |
Добыча воды, тыс.т |
||||
|
пласто-вого |
сухого |
сепара-ции |
деэтани-зирован-ного |
стабиль-ного |
неста-биль-ного |
||
|
2004 |
19.5 |
19.0 |
19.0 |
0 |
10.5 |
11.0 |
0.11 |
|
2005 |
16.6 |
16.2 |
16.2 |
0 |
9.0 |
9.5 |
0.05 |
|
2006 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2007 |
0.4 |
0.4 |
0.4 |
0 |
0.1 |
0.1 |
0.001 |
|
2008 |
27.5 |
25.8 |
24.8 |
0 |
11.2 |
11.8 |
0.05 |
|
2009 |
88.3 |
83.0 |
80.2 |
29.9 |
27.1 |
38.0 |
0.17 |
|
2010 |
93.2 |
88.4 |
84.8 |
31.1 |
24.1 |
40.8 |
0.62 |
|
2011 |
83.0 |
78.8 |
75.7 |
24.1 |
17.9 |
34.8 |
0.72 |
|
2012 |
75.3 |
71.9 |
69.8 |
19.1 |
14.6 |
27.3 |
0.60 |
|
Итого: |
403.7 |
383.4 |
370.9 |
104.2 |
114.6 |
173.3 |
2.32 |
|
Годы |
Дебит газа, тыс.м3/сут |
Дебит конденсата, т/сут |
Фонд скважин, ед. |
КГФ |
||||
|
пласто-вого |
сухого |
сепара-ции |
деэтани-зирован-ного |
стабиль-ного |
неста-биль-ного |
|||
|
2004 |
111.7 |
108.6 |
108.6 |
0 |
60.0 |
63.0 |
1 |
537 |
|
2005 |
79.6 |
77.4 |
77.4 |
0 |
43.3 |
45.4 |
1 |
543 |
|
2006 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2007 |
120.0 |
116.7 |
117.0 |
0 |
33.7 |
35.3 |
1 |
281 |
|
2008 |
75.4 |
71.0 |
68.2 |
0 |
30.8 |
32.4 |
1 |
408 |
|
2009 |
142.2 |
133.6 |
129.2 |
48.1 |
43.6 |
61.2 |
2 |
306 |
|
2010 |
128.9 |
122.2 |
117.3 |
43.0 |
33.4 |
56.4 |
3 |
259 |
|
2011 |
111.6 |
106.0 |
101.9 |
32.5 |
24.2 |
46.8 |
3 |
216 |
|
2012 |
109.3 |
104.4 |
101.3 |
27.8 |
21.2 |
39.7 |
3 |
194 |
|
Итого: |
|
|
|
|
|
|
|
284 |
Рисунок 1 – Динамика основных показателей разработки газоконденсатного объекта Ач3 газоконденсатного месторождения
Рисунок 2 – Распределение накопленной добычи газа по скважинам
Анализ проведен по последним документам. Эксплуатационный фонд скважин объекта Ач3 по состоянию на 01.01.2013г. насчитывает пять скважин, в том числе две (№ 131,132) действующие, одна (№ 843) в бездействии и две (№ 233,845) находятся в освоении.
Коэффициент использования фонда скважин в 2012 году составил 0.972 д. ед., обусловленный выбытием скважины № 843 в декабре 2012 года в бездействие с целью проведения КРС по извлечению аварийного пакера.
Коэффициент эксплуатации в 2012 году составил 0.628 д.ед., что в свою очередь в основном обусловлено периодической работой скважин №№ 131 и 843. Характеристика пробуренного фонда скважин объекта Ач3 представлена в таблице 2 на рисунке 3.
Таблица 2 – Характеристика пробуренного фонда скважин газоконденсатного месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.
|
Наименование |
Характеристика фонда скважин |
Пласты |
В целом по месторождению |
||
|
Ач2 |
Ач3 |
Ю0 |
|||
|
Фонд добывающих скважин |
Пробурено разведочных |
- |
- |
- |
8 |
|
Пробурено эксплуатационных |
- |
3 |
- |
3 |
|
|
Переведено из разведочных |
- |
2 |
1 |
|
|
|
Всего |
- |
5 |
1 |
11 |
|
|
В том числе: |
|
|
|
|
|
|
Действующие |
- |
2 |
- |
2 |
|
|
Бездействующие |
- |
1 |
|
1 |
|
|
В освоении после бурения |
- |
2 |
- |
2 |
|
|
В консервации |
- |
- |
1 |
1 |
|
|
Пьезометрические |
- |
- |
- |
- |
|
|
В ожидании ликвидации |
- |
- |
- |
- |
|
|
Ликвидированные |
- |
- |
- |
5 |
|
Рисунок 3 – Фонд добывающих скважин газоконденсатного месторождения
Действующим проектным документом, утвержденном в 2009 году, предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов – Ач2 и Ач3. Разработка объекта Ач2 предусматривалась с 2012 года, за счет ввода в эксплуатацию горизонтальной скважины № 26, однако данное решение выполнено не было.
В период реализации решений действующего проектного документа 2009 года, отмечается отставание фактических показателей разработки по добыче газа, конденсата и ввода новых скважин в эксплуатацию от проектного показателя, начиная уже с первого проектного года разработки (рисунок 4).
В 2009 году фактические показатели добычи газа и конденсата отстают от проектного показателя на 66 % (-158.1 тыс.м3 и -52.9 тыс.т, соответственно), что в свою очередь обусловлено меньшим, чем предусмотрено проектом, дебитом газа переходящей скважины № 843 (64.4 тыс.м3/сут – по факту, 165.1 тыс.м3/сут – по проекту), отставанием во вводе одной новой эксплуатационной скважины № 131 (по проекту – 2009 год, по факту – 2010 год) и отсутствием ввода в эксплуатацию одной разведочной скважины № 845.
Разведочная скважина № 845 не введена в эксплуатацию в связи с тем, что в конце 2008 года в ней проведено испытание трех объектов, продуктивных по ГИС – Ач5 (а.о. -3680.5-3704.7 м), Ач4 (а.о. -3613.2-3620.2 м) и Ач3 (а.о. -3537.0-3569.6 м).
В результате испытания по пластам Ач5 и Ач4 притока не получено, а по пласту Ач3, на который скважина была предусмотрена к вводу в эксплуатацию, получен незначительный приток газоконденсатной смеси Qг/к=0.23 м3/сут, Qг=3.1 тыс.м3/сут при Рзаб=249.3 атм.
Горизонтальная скважина № 131, введенная в эксплуатацию в октябре 2010 года, также не подтвердила свою продуктивность. Дебит газа при вводе в эксплуатацию составил 327.4 тыс.м3/сут, при отработанном времени 1.5 суток и далее начал интенсивно снижаться, достигнув значения 7.6 тыс.м3/сут в декабре 2012 года. За весь период эксплуатации скважина работала в периодическом режиме, максимальное отработанное время работы скважины составило 2.9 суток.
Рисунок 4 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки газоконденсатного месторождения
Таким образом, по состоянию на 01.01.2013 года накопленная добыча свободного газа по месторождению в целом составляет 383.4 млн.м3, стабильного конденсата – 114.6 тыс.т, воды – 2.32 тыс.т.
В промышленную эксплуатацию вовлечен объект Ач3. Разработка объекта ведется на режиме истощения. Объект Ач2 в промышленную эксплуатацию не вовлечен.
Максимальный уровень добычи сухого газа достигнут в 2010 году (88.4 млн.м3), когда действующий добывающий фонд достиг своего максимального значения. Самый высокий уровень добычи конденсата отмечен ранее (в 2009 году) – 27.1 тыс.т. Газоконденсатный фактор в 2012 году составил 194 г/м3, и в целом имеет общую тенденцию к снижению.
Максимальный отборы газа и конденсата приходятся на горизонтальную скважину № 132 (262.0 млн.м3 и 65.7 тыс.т, соответственно), что составляет 69 % от накопленной добычи по месторождению в целом. На скважины №№ 843 и 131 приходится 30 и 1 % накопленной добычи, соответственно.
В период реализации решений действующего проектного документа 2009 года, отмечается отставание фактических показателей разработки по добыче газа, конденсата и ввода новых скважин в эксплуатацию от проектного показателя, начиная уже с первого проектного года разработки. В 2009 году фактические показатели добычи газа и конденсата отстали от проектного показателя на 66%.