Состояние разработки месторождения
Основные этапы проектирования разработки месторождения
По состоянию на 1.01.2003 года на Государственном балансе по Южно– Тамбейскому газоконденсатному месторождению числились запасы газа в сумме по двум категориям С1 и С2 1240.9 млрд.м3, в том числе по категории С1 –1017,3 млрд.м3, а по категории С2 – 223,6 млрд.м3. Данные запасы поставлены на баланс по оперативному подсчёту запасов.
Впервые подсчёт запасов свободного газа и конденсата Южно–Тамбейского месторождения выполнен ОАО «СибНАЦ» по состоянию изученности на 01.12.2003 г. по материалам 55 скважин. Однако в силу малой изученности части разреза утверждение данного документа по пластам ТП16–ТП26 произошло лишь в 2006 году – «Посчёт запасов свободного газа и конденсата Южно–Тамбейского месторождения» (протокол № 63 – пд от 28.03.2006 г.).
В 2007 г. ОАО «СибНАЦ» был выполнен проектный документ «Технологическая схема опытно–промышленной разработки газовых и газоконденсатных залежей Южно– Тамбейского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №13–07 от 04.04.2007 г.). Данный документ выполнялся на запасы, полученные при построении трёхмерной геолого–гидродинамической модели месторождения, отличающиеся от утверждённых запасов в пределах допустимой погрешности.
категория запасов С1 С2 С1+С2
-сухой газ, млн. м3; 838117 312998 1151115
-конденсат, тыс. т 37894 21946 59840
|
|
|
Где: С1 – оцененные;
С2 – предполагаемые;
В ТС ОПР были рассмотрены варианты истощения залежи, истощение залежи с бурением горизонтальных скважин, обратной закачки метана («сайклинг–процесс») и закачки азота. С точки зрения экономических показателей был выбран вариант истощения залежи. ТС ОПР утвердила технологические показатели в целом по месторождению.
В 2009 г. ОАО «СибНАЦ» был выполнен «Авторский надзор за реализацией «Технологической схемы ОПР газовых и газоконденсатных залежей Южно–Тамбейского месторождения» в котором были скорректированы сроки ввода месторождения в ОПР, а также уровни бурения и отборов.
(протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №14–09 от 20.05.2009 г.).
Также ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО постановила недропользователю ОАО «ЯмалСПГ» в 2011 году на основе утвержденных запасов и новых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, представить на рассмотрение в ЦКР Роснедра новый проектный документ на разработку Южно–Тамбейского месторождения.
В 2011 г. ЗАО «Недра–Консалт» был выполнен проектный документ «Дополнение к технологической схеме опытно–промышленной разработки Южно–Тамбейского газоконденсатного месторождения». В документе были утверждены технологические решения и показатели разработки. Значительное внимание уделено доразведке месторождения (бурение, сейсмика, отбор проб) и контролю за разработкой. Мощности завода СПГ предусмотрено вводить в 3 очереди – 2016, 2018, 2020 года. Суммарная производительность 15–16 млн. т. СПГ в год.
|
|
|
В 2012 году ЗАО «Недра–Консалт» был выполнен «Подсчёт геологических запасов углеводородов, технико–экономическое обоснование коэффициента извлечения конденсата Южно–Тамбейского газоконденсатного месторождения»
(Протокол №3040– дсп заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра) от 30.01.2013 г.).
В соответствии с утверждённым протоколом по состоянию на 01.01.2013 г. начальные геологические запасы газа за вычетом конденсата на балансе ОАО «ЯМАЛ СПГ» по категориям С1+С2 составляют 1296,8 млрд.м3 в т.ч. по категории С1 999,2 млрд м3, по категории С2 297,6 млрд.м3. Начальные запасы конденсата по категориям С1+С2 составляют 60,37 млн.т. (3.6). Среди прочих решений комиссия постановила на базе новых утверждённых запасов составить технологическую схему разработки Южно–Тамбейского месторождения.
Анализ технологических режимов работы эксплуатационных скважин
В настоящее время в соответсвтии с проектной документацией полномасштабная разработка месторождения не осуществляется, фонд эксплуатационных скважин представлен одной скважиной №21, которая добывает газ для собственных нужд промысла. Скважина работает в «мягких» режимах эксплуатации. За 2011 год средний дебит газа составил 35 тыс.м3/сут, устьевое давление около 134 бар. За 2012 год потребность в газе для собственных нужд выросла и средний дебит скважины вырос до 80 тыс.м3/сут.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 716; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!