Добыча подземных вод с целью технического водоснабжения п. Кысыл-Сыр
3. ЯКУ 02204 ВЭ в п. Кысыл-Сыр (5 скважин), срок окончания действия 31 января 2017 года.
Строительство и эксплуатация подземного хранилища сжиженных углеводородных газов.
4. ЯКУ № 01745 НГ на сопке Хатын-Юрях в окрестностях г. Якутска, срок действия лицензии не ограничен.
Подземное хранилище СУГ в настоящее время законсервировано. «Проект консервации подземных горных выработок ПХ СУГ на ГПЗ г. Якутска», выполнен ИМЗ СО РАН в 2005 г. Акт о консервации выдан Управлением Ростехнадзора по РС (Я) 5 декабря 2006 года сроком на 10 лет и внесен в реестр за № 61.
Мастахское подземное хранилище газового конденсата (Мастахское ПХГК).
5. ЯКУ 14413 ПГ на строительство и эксплуатация Мастахского подземного хранилища газа (газового конденсата) на территории Кобяйского улуса РС (Я). Срок окончания действия лицензии – 31 декабря 2017 года.
Производственная деятельность ОАО «Якутгазпром» в 2009 году осуществлялась в соответствии с «Программой работ по добыче углеводородного сырья ОАО «Якутгазпром» на 2009 год» согласованной с Управлением Ростехнадзора по РС (Я) (Протокол от 15.01.2009г.) на основании действующих проектов на разработку Средневилюйского и Мастахского ГКМ.
Разработка Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений:
1. Средневилюйское газоконденсатное месторождение является основным объектом эксплуатации, находится в начальной стадии разработки. Горный отвод площадью 19247 га удостоверяется актом № 1636 от 6.04.2005 г. Балансовые запасы газа составляют 123344 млн.м3. Степень выработанности запасов -17,68 %.
Запасы по основным залежам месторождения (T1-Iia, T1-IIб, T1-III) утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол № 105 от 20.12.2000 г.).
Разработка месторождения ведется на основе «Уточненного проекта разработки Средневилюйского ГКМ» выполненного ООО НПП «Газпроект» г. Москва в 2004 году (протокол ЦКР РФ № 23-Г/2004 от 7.09.2004 г.).
«Дополнение к проекту разработки Средневилюйского ГКМ», выполненное ОАО «СевКавНИПИгаз» на базе постоянно-действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) месторождения в соответствии с требованиями Регламента на составление проектных документов, направлено для рассмотрения и согласования ЦКР.
В настоящее время в разработке участвуют два нижнетриасовых продуктивных горизонта T1-III и T1-II.
Нижнетриасовый горизонт Т1-II эксплуатировался в 2009 году 7 скважинами: подключена 1 скважина, 2 скважины действующего фонда переведены в бездействующий до принятия решения по приведению границ лицензионного участка в соответствие с горным отводом.
В целом из залежей горизонта Т1-II добыто с учетом потерь при исследовании 369 млн.м3 газа, что составляет 23,6 % от общего объема добытого на СВ ГКМ газа.
Нижнетриасовый горизонт Т1-IIIэксплуатируется 22 скважинами, подключена 1 скважина.
Большинство работающих скважин (13) горизонта Т1-III сосредоточены в правобережной части месторождения. За 2009 год добыча газа из залежи горизонта Т1-III с учетом потерь при исследовании скважин составила 1195 млн.м3.
Мероприятия, которые ОАО «Якутгазпром» проводит в последние годы по снижению отборов из правобережной части залежи Т1-Ш за счет ввода в эксплуатацию левобережных скважин (9 скважин) и увеличения отборов по залежи Т1-П, позволили приостановить прогрессирующее развитие депрессионной зоны, максимум которой формировался вокруг эксплуатационных скважин правобережья. Давление горизонта Т1-III в этой части Средневилюйского ГКМ стабилизировалось.
Добыча из левобережных скважин – 671,214 млн.м3, что составляет 42,9 % от общей добычи по месторождению.
За 2009 год действующий режим отработки залежей Средневилюйского ГКМ после отбора 17,68 % начальных запасов газа продолжает оставаться преимущественно газовым. Учитывая хорошую гидродинамическую закрытость недр, а также значительную удаленность месторождения от областей питания и разгрузки пластовых вод можно прогнозировать достаточно длительный период сохранения и доминирования газового режима над водонапорным.
Годовая добыча определяется объемами потребления Центрального промышленного региона республики. Отсутствие крупных потребителей газа, недостаточные темпы газификации являются основной сдерживающей причиной увеличения объемов добычи в соответствии с проектом разработки.
Таблица 7
Сопоставление проектных и фактических показателей добычи Средневилюйского ГКМ
| Показатели проект./факт. | 2005 год | 2006 год | 2007 год | 2008 год | 2009 год |
| Добыча газа, млн.м3 | 1540 | 1540 | 1540 | 1540 | 1540 |
| 1246,5 | 1314,8 | 1284,2 | 1430,4 | 1564,3 | |
| Добыча конденсата, тыс.т (Ф2-ТЭК) | 87,4 | 87,4 | 87 | 86,7 | 86,4 |
| 71,1 | 79,5 | 79,0 | 77,0 | 82,0 |
Существующим фондом действующих эксплуатационных скважин разрабатываемые залежи вовлечены в процесс разработки в полном объеме.
В настоящее время действующий фонд скважин обеспечивает необходимый потребительский спрос на газ.
Коэффициент эксплуатации действующих скважин низкий и составляет 0,47, т.е. каждая скважина в среднем эксплуатируется меньше, чем 6 месяцев в году и больше полугода фонд скважин простаивает из-за отсутствия потребителя на газ.
Основные мероприятия 2009 года были направлены на продолжение обустройства Средневилюйского ГКМ. Ведется подключение освоенных левобережных скважин (коллектор № 1) для достижения проектных показателей.
Таблица 8
Движение фонда скважин Средневилюйского ГКМ
| Показатели проект./факт. | 2005 год | 2006 год | 2007 год | 2008 год | 2009 год |
| Эксплуатационный фонд | 35/35 | 39/35 | 42/34 | 42/34 | 42/35 |
| Количество действующих | |||||
| эксплуатационных скважин |
2. Мастахское газоконденсатное месторождение находится в состоянии довыработки и выступает как месторождение регулятор, работает в период пиковых нагрузок. Горный отвод площадью 10 843 га удостоверяется актом № 1637 от 06.04.2005г. Балансовые запасы газа на конец года составляют 17979 млн.м3. Степень выработанности 44,24 %. В общем объеме добычи газа добыча Мастахского ГКМ составила 5,8%.
Запасы газа и конденсата по всем продуктивным горизонтам утверждены ГКЗ МПР РФ (протокол № 959 от 3.11.2004 г.).
Разработка месторождения ведется на основе «Уточненного проекта доразработки Мастахского ГКМ» выполненного ОАО «СевКавНИПИГаз» (протокол ЦКР газовой секции Роснедра № 60-Г/2006 от 27.09.2006 г.).
В соответствии с условиями лицензионного соглашения и выполняя решения ЦКР (протокол №60-Г/2006 от 27.09.2006г.) выполнен анализ разработки на базе постоянно-действующей геолого-технологической модели месторождения, составленного в рамках авторского сопровождения Уточнённого проекта доразработки Мастахского ГКМ – исполнитель ОАО «СевКавНИПИгаз»
В настоящее время в разработке находятся 2 продуктивных горизонта: Т1-IV и Р2-I.
Таблица 9
Сопоставление проектных и фактических
показателей добычи Мастахского ГКМ
| Показатели проект./факт. | 2005 год | 2006 год | 2007 год | 2008 год | 2009 год |
| Эксплуатационный фонд | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 |
| Добыча газа, млн.м3 | 100 | 100-133 | 100-136 | 100-134 | 100-134 |
| 111,3 | 104,9 | 132,0 | 118,3 | 96,6 | |
| Добыча конденсата, тыс.т | 2,7 | 2,7 | 2,6 | 2,8 | 2,8 |
| 2,5 | 2,8 | 3,0 | 2,8 | 2,8 |
Имеющийся фонд эксплуатационных скважин на месторождении позволяет обеспечить выполнение необходимых мероприятий по довыработке залежей, не охваченных разработкой в настоящее время, при условии проведения на них соответствующих восстановительных работ.
В составе проекта доразработки выполнен проект на консервацию (ликвидацию) скважин, где предусмотрены мероприятия по консервации длительно простаивающих скважин, эксплуатация которых невозможна или предусмотрена в отдаленные периоды.
Выполнение геолого-технических мероприятий в 2009 году
Производственная деятельность ОАО «Якутгазпром» в 2009 году осуществлялась на основе утвержденных проектов на разработку Средневилюйского и Мастахского ГКМ.
Ввод в эксплуатацию скважин:
- введены в эксплуатацию 2 скважины № 68 (горизонт Т1-III), №85 (горизонт Т1-II) Средневилюйского ГКМ;
- продолжены работы по подключению скважины № 49 Средневилюйского ГКМ (горизонт Т1-II);
Капитальный ремонт с заменой ФА выполнен:
- на 1 скважине Средневилюйского ГКМ – №№ 60;
- на 2 скважинах Мастахского ГКМ - №№ 105, 103;
- скважина № 11 Мастахского ГКМ, проведена замена ФА на соответствующую климатическим условиям. Освоена, в связи с низким дебитом ожидает дополнительной перфорации;
- скважина № 30 Мастахского ГКМ, при переходе на нижележащий горизонт Р2 в результате газопроявления и гидратообразования произошел прихват инструмента на глубине 3164 м. В результате отсутствия устьевого оборудования для работы при давлении более 350 кгс/см2, скважина законсервирована до приобретения соответствующего оборудования.
Выполнение геолого-промысловых мероприятий:
замеры пластовых давлений глубинными манометрами - в 33 скважинах, в том числе:
- в 28 скважинах Средневилюйского ГКМ (№№ 12(3), 20, 26, 28, 32, 33, 34, 35, 39, 40, 41, 46, 47, 48, 49, 51, 53, 54, 55, 58, 61, 63, 66, 67, 83, 87, 88, 97);
- в 5 скважинах Мастахского ГКМ (№№ 11, 24, 77, 103, 110).
газодинамические исследования - в 26 скважинах в том числе:
- в 22 скважинах Средневилюйского ГКМ (№№ 5, 32, 33, 34, 35, 39, 41, 46, 53, 55, 60, 61, 63(2), 65, 66, 67, 68, 84(2), 85, 87, 88, 97);
- в 4 скважинах Мастахского ГКМ (№№ 6, 105(2), 109, 110).
промысловые газоконденсатные исследования с отбором проб газа и газоконденсата в 3 скважинах:
- в 3 скважинах Средневилюйского ГКМ (№№ 39, 61 и 97), научного сопровождения разработки СВГКМ.
гидродинамические исследования – в 1 скважине № 85 Средневилюйского ГКМ.
Гидрохимические исследования:
отобрано 38 проб водометанольной смеси, в том числе:
Средневилюйское ГКМ – 34;
Мастахское ГКМ – 4.
ГИС-контроль (термометрия):
Средневилюйское ГКМ – в 7 скважинах (№№ 5, 12, 20, 45, 50, 60, 86);
Мастахское ГКМ – в 5 скважинах (№№ 11(2), 24, 30, 66, 68).
НГК-временные замеры:
Средневилюйское ГКМ – в 4 скважинах (№№ 28, 45(2), 50, 60(2));
Мастахское ГКМ – в 7 скважинах (№№ 11(3), 24, 30, 51, 66, 68(2), 109).
Контроль технического состояния (АКЦ):
Средневилюйское ГКМ – в 2 скважинах (№№ 45, 60).
Контроль технического состояния (ЛОТ):
Средневилюйское ГКМ – в 7 скважинах (№№ 5, 12, 20, 29, 45, 60, 86);
Мастахское ГКМ – в 5 скважинах (№№ 11(4), 24, 68, 103, 109).
ГК-привязка:
Мастахское ГКМ – в 2 скважинах (№№ 11(2), 103).
Перфорация:
Мастахское ГКМ – в 1 скважине (№№ 11).