Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения (стр. 4 из 9)
В процессе дальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная и продуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти. В результате в 1988 ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом были составлены «Коррективы проекта разработки» предусматривающие увеличение отбора газа из нижнемеловых отложений до 40,6 млрд. м3 в 1990 с одновременным ограничением добычи газа и конденсата из объектов, содержащих нефтяные оторочки.
В 1989 ГКЗ СССР переутвердила геологические запасы газа и конденсата по разработанным объектам нижнемеловых отложений в объемах соответственно 1647,7 млрд. м3 газа и 291,3 млн. тонн конденсата.
Ввиду сложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатации в 1995 переутверждались запасы газа, конденсата и нефти и трижды (в 1986, 1988 и 1991) осуществлялось проектирование разработки залежей в процессе которого обосновывалась стратегия их освоения для данного этапа, уточнялись уровни добычи товарной продукции и технологические показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на дальнейшую перспективу.
В 1995 истек срок действия выполненного ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом в 1991 «Комплексного проекта разработки нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения», в связи с чем возникла необходимость в составлении нового проектного документа. Однако, ввиду задержки с пересчетом и переутверждениями запасов углеводородов, срок составления уточненного проекта разработки перенесен на 1996, а основой для планирования добычи газа, конденсата и нефти из нижнемелового продуктивного комплекса на 1996 явились «Основные решения и технологические показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на 1996–1997 выполненные ТюменНИИГипрогазом.
В вышеупомянутом проектном документе на основе анализа текущего состояния эксплуатации залежей и с учетом уточненных запасов углеводородного сырья, отражена стратегия дальнейшей разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек, а также вовлечение запасов углеводородного сырья в залежах не охваченных разработкой и представлены основные показатели добычи газа, конденсата и нефти на период до 2025. Предварительные результаты данного проекта были рассмотрены на «Комиссии по разработке месторождений и ПХГ» РАО «Газпром» (протокол №13-Р/96 от 17.05.96).
В настоящее время в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общей производительностью 30 млрд. м3 по газу сепарации и 6,0 млн. тонн по нестабильному конденсату. В 1995 выполнено расширение УКПГ-8В, где дополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции (НТА), производительностью 5 млн. м3 в сутки по газу сепарации.
Общий фонд скважин на 01.01.99 достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399 скважин. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и более от первоначальных. Минимальные значения текущего пластового давления наблюдаются на УКПГ – 1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа.
2.3 Состояние разработки Ен-Яхинской площади
В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую, С. Уренгойскую и Песцовую площади. В разработке находятся Уренгойская, С. Уренгойская и Ен-Яхинская площади.
Структурная карта расположения площадки сеноманской залежи представлена на рисунке 2.1.
Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978. Проектный уровень отборов 250 млрд. м3 газа был достигнут в 1985. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения», выполненного ВНИИГазом в 1995 и утвержденного протоколом ЦКР РАО «Газпром» №3/р-96 от 5.04.96.
С начала разработки из сеноманских залежей Большого Уренгоя отобрано 4358428 млн. м3 газа, что составляет 52,8% от утвержденных запасов. Причем отбор по собственно Уренгойской площади составил 3490869 млн. м3, по Ен-Яхинской площади 636767 млн. м3, по Песцовой площади 88 млн. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению 230704 млн. м3. Согласно проекту разработки действующий фонд скважин должен был составить 1196, в том числе:
– Уренгойское месторождение – 1092 скважины;
– Уренгойская площадь – 771 скважину;
– Ен-Яхинская площадь – 321 скважину;
– Северо-Уренгойское месторождение – 104 скважины.
Фактически на 01.01.2001 в действующем фонде 1106 скважин, что составляет 92,5% от проектного, в том числе:
– Уренгойское месторождение – 1014 скважин (92,9% от проекта):
– Уренгойская площадь – 759 скважин (98,4% от проекта);
– Ен-Яхинская площадь – 255 скважин (79,4% от проекта);
– Северо-Уренгойское месторождение – 92 скважины (88,5% от проекта).
Бездействующий фонд скважин составляет 25 единиц (19 скважин на Уренгойском месторождении, 6 скважин на С.-Уренгойском). В ожидании ликвидации находятся 4 скважины: 1853, 632, 651, 13121. В консервации находятся 16 скважин. В основном это обводненные скважины в ожидании капитального ремонта.
Распределение текущих пластовых давлений по площади характеризуется значительной неравномерностью, что обусловлено поэтапным вводом газосборных пунктов и различными удельными отборами, а также изменчивостью коллекторских свойств пласта. Пластовые давления, близкие к начальным (12,0 – 12,2 МПа), сохранились лишь на западной периферии Песцовой площади, в районе Перичейского перешейка между Ен-Яхинской площадью и С.-Уренгойским месторождением и в районе периферии Восточного купола С.-Уренгойского месторождения. Зона минимальных пластовых давлений составляет 3,4–3,7 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ – 3–7. В южной части, в районе УКПГ-1АС среднее пластовое давление составляет 4,2 МПа. В районе УКПГ – 10, на севере Уренгойской площади пластовое давление составляет 5,0 МПа с ростом на север и достигает в районе Таб-Яхинского участка 8–8,5 МПа.
На Ен-Яхинской площади минимальное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет 4,1÷4,5 МПа, максимальное на периферии – 10 МПа.
Пластовые давления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ÷ 6,0 МПа
Темп подъема ГВК сохраняется прежний. Формирование поверхности ГВК определяется отборами газа по отдельным зонам и составом пород в приконтактной зоне. Максимальный подъем контакта от начального до 69 м зафиксирован в районе куста 15 УКПГ-1. На Ен-Яхинской площади максимальный подъем ГВК составляет 30÷32 м. На С.-Уренгойском месторождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ÷ 40 м. Из действующего фонда 207 скважин работает с примесью пластовой воды различной минерализации, простаивает 38 обводненных скважин (из них 12 на Ен–Яхинской площади, 10 на С.–Уренгойском месторождении).
Рисунок 2.1 – Карта расположения площадей Уренгойского НГКМ
Одним из прогрессирующих осложнений на месторождении является разрушение коллектора и усиление выноса мех. примесей, образование песчаных пробок на забое. Зафиксировано перекрытие пробками частично или полностью интервалов перфорации более чем в 100 скважинах.
Отбор газа в целом по месторождению ниже проектного на 16,46 млрд. м3, что связано как с поздним вводом ДКС II очереди на УКПГ-2, 11, 13, так и наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с выносом пластовой воды и механических примесей, причем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние четыре года увеличилось в 6,6 раза.
Сеноманская залежь Песцовой площади сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа, температура 34оС. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с отметками от минус 1185 м на юго-западе до минус 1200 м на северо-востоке залежи.
Разработка Ен-Яхинского месторождения происходит в условиях проявления водонапорного режима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1.
Наибольший подъем ГВК наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, 2, 8 и составляет 2,0 – 2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площади варьирует в пределах от 1,0 до 1,9 м/год. В зоне эксплуатационных скважин Ен-Яхинской площади подъем ГВК составляет 1,1–1,4 м/год. За прошедшие десять лет эксплуатации подъем ГВК по зонам УКПГ Уренгойской площади увеличился от 1,3 до 1,8 раза, по Ен-Яхинской до 5,5 раз. В связи с тем, что глубина депрессионной воронки по зонам УКПГ на Ен-Яхинской площади, достигает 1,72 МПа, темп подъема ГВК на единицу падения пластового давления по зоне расположения эксплуатационных скважин в два раза превышает темп подъема ГВК периферийной зоны. По Уренгойской площади этот показатель варьирует в пределах 1,2÷1,6 раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.
Анализ геофизического контроля позволил установить, что не только скорости подъема ГВК зависят от коллекторских свойств пород, но и значения их текущей (остаточной) газонасыщенности. Зависимость показывает, что, чем лучше коллекторские свойства пород, тем больше по ним темпы подъема ГВК и выше остаточная газонасыщенность. Наибольшие остаточные газонасыщенности отмечаются в коллекторах I класса. При анализе характера обводнения кустовых наблюдательных скважин обнаружено избирательное обводнение, опережающее продвижение пластовых вод по высокопроницаемым коллекторам и сопутствующее ему макрозащемление газа пластовой водой, которое связано с блоками низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (УКПГ-6, куст 613), (УКПГ-1, кусты 12 и 15).
Выполнение исследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследований составляет 102,4 ÷ 116,4%, кроме ПГИ в газовой среде (62,4%) и по контролю за ГВК (87,5%).