Обоснование рационального варианта разработки газоконденсатного месторождения Саватли (Узбекистан)



В данной работе при постоянной депрессии на пласт были определены основные показатели разработки ГКМ Саватли.

Ключевые слова: добыча газа, добыча конденсата, оптимальный вариант.

С целью повышения промышленного потенциала Узбекистана в перспективе развития нефтегазодобывающей отрасли на 2017–2021 гг. намечено довести добычу газа в Республике до 74,0 млрд. м3 в 2021 году, в том числе до 7,0 млрд. м3 в Газлинском регионе.

В связи с относительно высокой выработанностью запасов разрабатываемых месторождений Газлийской группы, немаловажное значение в достижении вышеуказанного объема добычи газа придается освоению подготовленных и разведываемых залежей углеводородов региона. Одним из таких месторождений, подготовленных к освоению разведочными работами, является газоконденсатное месторождение Саватли.

Технологические показатели разработки

На базе исходной подготовленной информации выполнено прогнозирование технологических показателей разработки ГКМ Саватли по трем вариантам различающихся объемами годовой добычи газа (126, 168 и 210 млн м³) и действующим фондом скважин.

Вариант 1. Проектный годовой отбор газа 126 млн м³ обеспечивается в течение 19 лет фондом из 8 скважин. Суммарный отбор газа к концу рассмотренного срока разработки (29 года) составит 3299,0 млн м³ (78,4 % от его утвержденных запасов), вместе с ним из недр будет извлечено 158,4 тыс. т. конденсата (64,11 % от геологических запасов).

Пластовое давление в залежи к концу прогнозного периода –4,73 МПа, рабочее устьевое давление — 0,6МПа, средний дебит газодобывающей скважины –30,4 тыс. м³/сутки.

Вариант 2. Проектный годовой отбор газа 168 млн м³ обеспечивается в течение 13 лет фондом из 10 скважин.

Суммарный отбор газа к концу рассмотренного срока разработки (22 года) составит 3252,8 млн м³ (77,3 % от его утвержденных запасов), вместе с ним из недр будет извлечено 156,2 тыс. т. конденсата (63,21 % от геологических запасов).

Пластовое давление в залежи к концу прогнозного периода составит 4,98 МПа, рабочее устьевое давление –0,9 МПа, средний дебит газодобывающей скважины –31,94 тыс. м³/сутки.

Вариант 3. Проектный годовой отбор газа 210 млн м³ обеспечивается в течение 11 лет фондом из 13 скважин.

Суммарный отбор газа к концу рассмотренного срока разработки (18 лет) составит 3304,0 млн м³ (78,52 % от его утвержденных запасов), вместе с ним из недр будет извлечено 158,11 тыс. т. конденсата (64,01 % от геологических запасов).

Пластовое давление в залежи к концу прогнозного периода составит 4,72 МПа, рабочее устьевое давление –0,53 МПа, средний дебит газодобывающей скважины –30,37 тыс. м³/сутки.

Из сопоставления рассмотренных результатов прогнозирования разработки месторождения Саватли, лучшими технологическими показателями характеризуется вариант 3, с самым коротким сроком (18лет) разработки. По 3 варианту достигаются наибольшие коэффициенты извлечения газа и конденсата. Однако в этом варианте необходимо дополнительно пробурить и обустроить на 5 скважин больше, чем в варианте 1 и на 3 скважины — чем в варианте 2.

Исходя из данных для 3-го варианта разработки построены графики зависимости.

Рис. 1. Динамика изменения устьевого, забойного и пластового давлений

Рис. 2. Динамика изменения устьевого, забойного и пластового давлений

В итоге в данной работе были рассмотрены особенности геологического строения залежи, газоносность и состав газа месторождения Саватли. По приближённому методу расчёта основных показателей разработки было рассчитано 3 варианта разработки ГКМ Саватли. Варианты прогнозировались в условии изменения годовых отборов. На основании технического расчета был произведен расчет экономических показателей эффективности каждого из вариантов.

По завершении можно сказать, что оптимальным вариантом для разработки данного месторождения является вариант 3 со сроком разработки в 18 лет, годовыми отборами 210 млн м³ газа. В этом варианте получился самый большой коэффициент извлечения газа равный 78,5 % и коэффициент извлечения конденсата 64,0 %. Экономический расчет подтвердил, что эффективность данного варианта самая большая из трех рассчитанных.

Литература:

1. Алиев З. С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений.
2. Алиев З. С., Мараков Д. А. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. — М.: МАКС Пресс, 2011. — 340 с.
3. Алиев З. С., Самуйлова Л. В. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин: Учебное пособие для вузов. — М.: МАКС Пресс, 2011. — 340 с.
4. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1987.-309 с.
5. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 1975, с.415.