Методы прогнозирования добычи газа по региону при кустовом размещении скважин : на примере месторождений полуострова Ямал

• Автор: Неутолимов, Дмитрий Юрьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 101 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Основные принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа

1.1 Основные положения системного анализа

1.2 Основные аспекты построения композиционной модели с позиции системного анализа

1.3 Обоснование критерия эффективности разработки региона

1.4 Математическая формулировка выбранного критерия

1.5 Применение критерия оптимальности для месторождений

полуострова Ямал

Глава 2. Комплексное моделирование разработки газового месторождения

2.1 Основные положения комплексного моделирования

2.2 Вероятностный метод оценки нагруженного резерва скважин для газовых промыслов
2.3 Структура расчетного комплекса «ПРОЕКТ»
Глава 3. Прогнозирования рациональных режимов работы скважин при
кустовом размещении
3.1. Структура расчетного комплекса «Куст»
3.2 Теоретические основы определения проницаемости прослоев (на основе зависимости данных промысловой геофизики с результатами, полученными по данным газодинамических исследований скважин) и прогноза газоотдающих интервалов для последующей перфорации неоднородного терригенного разреза скважины

3.3 Практическое применение результатов расчетов по программе
«РЕНРОЯ»
3.4 Практическое применение результатов расчетов по программе
«ЬОКМОВ»
3.5 Основные принципы создания локальных гидродинамических
моделей (ЛГДМ)
Глава 4. Сравнительные оценки решения пластовой задачи в двумерной
(2Д) и трехмерной постановке (ЗД)
Заключение
Список использованной литерату ры
Приложение
Введение
Актуальность темы. В «Генеральной схеме развития газовой промышленности Российской Федерации до 2030 года» выполненной специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2010 г., месторождения природного газа полуострова Ямал рассматриваются как основные объекты по добыче газа на ближайшие десятилетия. За счет этого региона будет компенсировано падение добычи газа по основным месторождениям Севера Западной Сибири, а так же будет обеспечен неуклонный рост добычи газа в Российской Федерации (РФ) на перспективу.
Обоснование рационального уровня отбора из региона представляет собой сложную технико-экономическую задачу и стратегическое планирование добычи газа по региону должно базироваться на научном прогнозе. Поэтому разработка методов прогнозирования объемов добычи газа по региону является актуальной задачей, решение которой позволит обеспечить рациональную разработку как отдельных месторождений полуострова Ямал, так и региона в целом. Система разработки газового месторождения считается рациональной, если она обеспечивает плановые объёмы добычи газа, при наименьших экономических затратах и максимально возможной газоотдачи пластов.[6] На газовых месторождениях Ямала разработана и применяется уникальная система разработки многопластовых залежей наклонными и горизонтальными скважинами, сгруппированными в кусты, которая не имеет аналогов в мире. Эта система предполагает отработку залежей при одинаковом давлении газа на устьях кустовых скважин, изначально пробуренных на газовые объекты с различными термобарическими характеристиками. Поэтому наряду с применением средств автоматизации и телемеханики при обустройстве кустов эксплуатационных скважин (гиперфлоу и пр.) становиться необходимой и актуальной разработка локальных расчетных моделей и алгоритмов для рационального управления элементами системы добычи газа и, в первую очередь, ее главным звеном

отбор газа распределяется между всеми эксплуатационными скважинами включая и резервные. Поэтому скважины работают с дебитами ниже принятого среднего проектного и тем более, ниже максимально допустимого. В моменты отказов по различным технологическим и геологическим причинам происходит временное увеличение дебитов скважин. Таким образом, резерв по скважинам есть по существу резерв по дебитам скважин, призванный обеспечить высокую надежность добычи газа.
Вместе с тем достоверное и надежное определение начального рабочего дебита пласта (залежи) является сложной технико-экономической задачей и зависит от геологического строения залежи, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов, принятой системы разработки и расположения эксплуатационных скважин по площади месторождения, ограничивающих технологических (диаметр лифтовой колонны) и геологических (допустимая пластовая депрессия) факторов. Из изложенного ясно, что даже найденный средний рабочий дебит скважин является не строго детерминированной величиной, а есть величина вероятностная, которая определяется с различной степенью надежности.
Обоснование резерва эксплуатационных скважин проведем применительно к залежам ТП|_6 , ТТНц, ХМЬ2, ПК9.ю и ПКх Бованенковского НГКМ. Залежь ТПМ, является наиболее крупной по запасам газа (2031 млрд м3) и первоочередной, базовой при освоении месторождения. Разработка залежи начата в 2012г. По состоянию на 01.07.201 Зг из залежи отобрано 15.6 млрд м3 газа. На рисунке 7 представлена помесячная динамика добычи газа по месторождению в пусковой период 2012 - 2103гг. Бованенковское НГКМ является многопластовым. Некоторые проектные показатели по залежам приведены в таблице 3.