ify"> У приміських відкладеннях промислова газоносність встановлена ??в пластах Р 2 -I, і Р 2 -II. Пласт P 2 -I включає два газоносних шару - P 2 -I а і Р 2 -I б. В даний час експлуатується пласт Р 2 -I свердловиною № 105. Поклади газу приурочені до східного куполу опущеного блоку і класифікуються як пластові, склепінчасті з елементами літологічного екранування. Газоводяного контакт встановлений на абсолютній відмітці мінус 3154 м. Свердловина № 105 розташовується в сводовой частини структури, розкриваючи покрівлю продуктивного пласта на абсолютній відмітці мінус 3 094 м.
Проектом доразработки передбачено збільшення видобутку газу з пермських відкладень поверненням в експлуатацію простоює з технічних причин свердловини № 11.
Відбір газу з свердловини № 11 в період розробки проводився з інтервалу залягання шару P 2 -I а. Шар Р 2 -I б був випробуваний 25.08.1972 в інтервалі від 3 236 до 3 244 м (від мінус 3114,7 до мінус 3122,7 м). У результаті випробування отримано приплив газу з дебітом 166,6 тис. М 3/добу. За даними ГІС коефіцієнт пористості становить 0,146; коефіцієнт газонасиченості - 0,633. Ефективна газонасичених товщина - 3,2 м. Газоводяного контакт встановлений на абсолютній відмітці мінус 3154 м.
1.5 Відомості про запаси
Перерахунок запасів газу і конденсату по Мастахского газоконденсатному родовищу (2004 рік) і затвердженим ДКЗ РФ (протокол № 959 від 03.11.2004).
Таблиця 1.1 Зіставлення підрахованих параметрів, запасів газу і стабільного конденсату
ПараметрПластТ 1 -IVР 2 -IаР 2 -I б Прийнятий у чинному проектному документеУточненниеІзмененіе в абсолютних величинах,% Прийнятий у чинному проектному документеУточненниеІзмененіе в абсолютних величинах,% Прийнятий у чинному проектному документеУточненниеІзмененіе в абсолютних величинах,% КатегоріяС 1 З 1 З 1 Площа газоносності, км 2 32,86432,864034,034,0037,4437,440 Балансові запаси пластового газу, млн м 3 5252,05252,001157,01157,001783,01783,00 Потенційне зміст конденсату, г/ м 3 29,029,007070070,070,00 Балансові запаси сухого газу, млн м 3 5223,05223,001140,01140,001757,01757,00 Балансові запаси конденсату (геологічні/витягувані), тис. т152/129152/129081/5781/570125/87125/870 2. Аналіз системи розробки
2.1 Аналіз технологічних показників розробки
Розглянуто чотири варіанти розробки родовища. Перший і другий варіанти розробки розраховані з умови забезпечення мінімального річного відбору газу - 100 млн м 3, обумовленого ліцензією на розробку Мастахского родовища. Третій і четвертий варіанти розраховані на максимальну річний видобуток газу при сезонної експлуатації свердловин. Розрахунковий варіант 2 доповнено варіантом 2-а, що передбачають розробку родовища за тим же сценарієм, але з коефіцієнтом сезонної експлуатації свердловин 0,6.
Вихідні дані для розрахунку економічної ефективності варіантів розробки засновані на фактичних відомостях ВАТ Якутгазпром raquo ;, яке здійснює експлуатацію родовища, діючих прейскурантах і нормативних документах станом на 01.01.2005.
Розробка родовища здійснюється за варіантом, об'єднуючого технологічні показники розрахункових варіантів 2 і 2-а.
Коротка характеристика варіанту розробки.
Розробка родовища ведеться з заданим діапазоном зміни річного відбору. Нижня межа діапазону становить видобуток 100 млн м 3 газу при сезонної експлуатації свердловин, коефіцієнт експлуатації свердловин 0,5. Верхня межа діапазону визначається збільшенням коефіцієнта експлуатації свердловин до 0,6, що пов'язано з можливістю виникнення критичних ситуацій на основному газопостачальні центральний регіон Республіки Саха (Якутія) Средневілюйском родовищі.
Додатково до діючої свердловині № 105 для розробки приміських покладів східного купола опущеного блоку проектом передбачено відновлення і введення в експлуатацію свердловини № 11. Це дозволяє відпрацювати пермські поклади з кращими технологічними показниками і великим коефіцієнтом газовіддачі за проектний період.
Введення в експлуатацію свердловини № 11 проектувалося здійснити в 2008 році. Оскільки продуктивна характеристика цієї свердловини значно гірше, ніж свердловини № 105, то в ній передбачено (для поліпшення умов виносу рідини з забою) зробити заміну НКТ на труби меншого діаметра (рекомендований внутрішній діаметр НКТ - 50,3 мм). Крім того, для створення кращих умов роботи свердловин запроектовано з 2008 року зміна обмеження зниження тиску на гирлі до 5,59 МПа (57 кгс/см 2), що тягне необхідність переходу до одноступінчастої сепарації газу (замість застосовуваної в даний час двосту...
