- 8,11 МПа.
Як показують результати досліджень інтервалів розвідувальних свердловин сеноманського газова поклад Ети-Пуровского родовища характеризується високою потенційною продуктивністю. В основному обсязі досліджень коефіцієнта фільтраційного опору а складають 0,12 - 0.51 х 10-2 МПа2 сут/тис.м3, а b міняються від 0.00003 - 0.0018 х 10-2 (МПа сут/тис.м3) 2 при величині розкритої товщини 5-10 м. Такий порядок коефіцієнтів відзначався по розвідувальних свердловин Комсомольського. Губкінського. Західно-Таркосалінського. Вингапуровского родовищ. Експлуатаційні свердловини цих родовищ в основний період розробки давали дебіти 450-800 тис.м3/сут.
Статистична обробка результатів досліджень по ряду розроблюваних родовищ, розташованих поблизу Ети-Пуровского і характеризуються аналогічним геологічною будовою, дозволила встановити статистичні залежності між продуктивністю свердловин і величиною перфорованої товщини.
Відповідно до встановлених залежностями проектні величини коефіцієнтів фільтраційного опору для сеноманской поклади оцінюються:
а=0,22 х 10-2 МПа2 сут/тис.м3
b=0,00026 х 10-2 (МПасут/тис.м3) 2.
Слід зазначити, що отримані оцінки проектної продуктивності експлуатаційних свердловин потребують уточнення, оскільки обсяг інформації на етапі пошуково-розвідувальних робіт вкрай обмежений. У той же час отримані оцінки досить добре узгоджуються з фактичними даними по продуктивності свердловин на Комсомольському і Західно-Таркосалинском родовищах, що мають аналогічне геологічна будова. На етапі разбуривания поклади за результатами первинних досліджень експлуатаційних свердловин їх продуктивні характеристики повинні бути уточнені.
сеноманського газова поклад є водоплавної, тобто по всій площі стелить пластової водою. Ця обставина обумовлює небезпека прориву пластової води до вибоїв свердловин і їх передчасного обводнення. У реальних умовах на розроблюваних родовищах (Комсомольське, Західно-Таркосалинське. Вингапуровское та ін.) Для запобігання прориву води нижні отвори перфорації встановлюються на 15-20 м вище поверхні ГВК. Очевидно дана схема перфорації цілком прийнятна для Ети-Пуровского родовища.
Згідно з розрахунками максимальна депресія на пласт оцінюється в 0,15-0,2 МПа. При цьому середній безводний дебіт газової свердловини в перші роки розробки може досягати 600-650 тис.м3/сут. У міру зниження запасу пластової енергії в основний період розробки безводний дебіт оцінюється в 500-550. тис.м3/добу, а на пізній стадії експлуатації він зменшиться до 100-150 тис.м3/сут.
При дебіте близько 500 тис. м3/добу. оптимальним-діаметром-ліфтової колони, при якому забезпечуються раціональні втрати тиску від забою до гирла, є 114 мм. Експлуатація свердловин з таким ліфтом забезпечить втрати тиску в стовбурі протягом усього періоду наростаючій і постійного видобутку від 0,7 до 0,85 МПа.
Температура потоку газу на гирлах свердловин в основний період розробки складе 15-17 ° С.
При виборі розрахункових варіантів розробки враховувалися ряд чинників геологічного, технологічного і техніко-економічного характеру.
У проекті розглянуті чотири варіанти видобутку газу: - річний видобуток газу 10 млрд.м3; - річний видобуток газу 12 млрд.м3; - річний видобуток газу 13 млрд. м3; - річний видобуток газу 15 млрд. м3.
При оцінці показників розробки сеноманской газового покладу Ети-Пуровского родовища, з урахуванням раніше обґрунтованих параметрів і досвіду розробки інших родовищ, прийняті наступні обмеження:
гранична депресія на пласт - 2 кг/см2;
мінімальне добичі тиск в кінці розробки - 10 кг/см2;
тиск нагнітання (ДКС) - 75 кг/см2;
мінімальний дебіт свердловини в кінці експлуатації - 50 тис.м3/сут:
максимальне обводнення свердловини, при якому відбувається її вибуття з експлуатаційного фонду - 50% величини інтервалу перфорації;
діаметр ліфтової колони - 114 мм.
Варіанти технологічних показників розробки сеноманской газового покладу Ети-Пуровского родовища розраховані на основі сіткової геологогазогідродінаміческой моделі, що включає в себе побудову геолого-промислової моделі і алгоритм чисельного рішення системи диференціальних рівнянь спільної фільтрації рідин і газів в пористому середовищі.
До практичної реалізації рекомендується розробка родовища за варіантом III.
Згідно технологічних розрахунків з даного варіанту передбачається рівень річного видобутку газу в період достояти відборів 13 млрд.м3 або 4.3% від початкових запасів. Така видобуток досягаєтьс...
