Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

ООО «Уренгойгазпром» - дочернее предприятие ОАО Газпром. Располагая мощной сырьевой базой, объединение Уренгойгазпром обеспечивает более 40 процентов общего объема добычи газа в России.

Основные направления деятельности:

- геологоразведочные работы;

- добыча углеводородного сырья, его чистка и переработка;

- научно-технические и проектные работы;

- строительство и ремонт промышленных и жилых объектов города Новый Уренгой;

- внешнеэкономические связи.

Объединению Уренгойгазпром принадлежит авторство многих технических решений, сыгравших важную роль в развитии российской газовой отрасли.

Уренгойское месторождение находится в разработке 27 лет и вступило в период падающей добычи с резким падением пластового давления.

Для обеспечения нормальной работы систем осушки газа при пониженных давлениях контакта, на Уренгойском месторождении проводились активные работы по совершенствованию сепарационного и массообменного оборудования с участием ЦКБН, ВНИИГАЗа и института ТюменНИИГипрогаз. В дипломном проекте рассмотрена модернизация абсорбера ГП-502 с внедрением в массообменную секцию регулярной пластинчатой насадки.

Основной задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей, осушка до требуемой точки росы и компримирование для подачи в магистральный газопровод. Все это необходимо выполнять с минимальными потерями пластовой энергии, наибольшей технологической и экономической эффективностью.

1. Геолого-промысловая характеристика УНГКМ

1.1 Орогидрографическая характеристика района

Район находится в северной части Западносибирской низменности. Административно месторождение располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).

Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого - холмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от + 18 до + 80 м.

Район находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 1С на 100 км. Строение многолетнемерзлых толщ от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360 500 м. Температура ММП от минус 1 до минус 5С. Температурный градиент по толще ММП (средний) - 3,8С на 100 метров разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжение города Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развития этих таликов.

Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 С. Самые холодные месяцы года - декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55)С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период - с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц - июль. Его средняя температура колеблется от 6 до 15С, а максимальная может достигать 40С.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений

Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и теплыми месяцами составляет 80С. Мощность снежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает 1-2 м в понижениях рельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм. Большая часть их (70%) выпадает в летние месяцы.

Гидрографическую сеть образуют р. Пур (на востоке района) и ее левые притоки - р. Ево-Яха, р. Нгарка-Есетояха, р. Малхой-Яха, р. Табъяха, р. Хадуттэ. Судоходна только река Пур. Реки вскрываются в конце мая начале июня, замерзают в середине октября.

Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов. До 1977 ближайшим действующим был газопровод Медвежье - Центр, в 1978 начал действовать газопровод Уренгой-Надым, а в 1983 Уренгой - Помары - Ужгород. В южном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой Сургут Челябинск.

Транспортировка нефти и конденсата производится по продуктопроводу Уренгой Сургут.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.

Палеозойский фундамент

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ - 6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизированными аргиллитами и алевролитами. Скважиной 414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита.

Триасовая система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники, в верхней - переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюу и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений составляет 4-6 км.

Юрская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Тюменская свита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя - аргиллитами.

Меловая система состоит из песчано-глинистых отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща - это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ₁₂, БУ₁₃, БУ₁₄ имеются углеводороды. В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ_10-11.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м.

Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4 пласта БУ₇, БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉, три из которых продуктивны. По всей площади над пластом БУ₈⁰ четко прослеживается реперные «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты 131 - 215 м. Усть-Балыкская пачка - это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны БУ_1-2 и БУ_5-6. Толщина пачки 181 - 336 м. Пимская пачка толщиной 23 - 58 м - это алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231 - 424 м переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Покурская свита (апт-альб-сеноман) - чередование алевритопесчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 - 350 м. Общая мощность отложений свиты 812 - 978 м.

Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 - 80 м.

Березовская свита - глины монтмориллонитового состава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 - 314 м.

Ганькинская свита толщиной 234 - 350 м представлена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 - 301 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49 -95 м.

Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17 - 75 м.

Четвертичная система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18 - 140 м глинами, диатомитами.

1.3 Тектоника

Уренгойская площадь. Приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м. Устанавливается 2 купола: - южный, в пределах южной переклинали (УКПГ-1АС) и основной, с максимумом поднятия в районе УКПГ-8. На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным бурения по сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойской и Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10 - 15 км.

Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено.

Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорным отражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ₈⁰ Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15 - 21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе - 2600 м имеет размеры 25 9 км, амплитуду - 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 29 5,5 - 10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус - один градус 20 минут).

По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе - 1200 м имеет размеры 12031 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.

1.4 Нефтегазоносность

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000-1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м³ в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) Северо-Уренгойской.

Фильтрационно-емкостные параметры:

- открытая пористость 28 35%;

- проницаемость 0,3 мкм² - 3,5 мкм²;

- газонасыщенность 70 74%;

- начальное пластовое давление 12,25 МПа;

- средняя температура залежи 31С.

Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 - 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

С 1971 на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК₁₈, ПК₂₁, АУ₉, АУ₁₀, БУ₀, БУ_1-2, БУ₅, БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉, БУ_10-11, БУ₁₂¹, БУ₁₂², БУ₁₃, БУ₁₄, залегающими в интервале глубин 1780 - 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 - 3500 м. Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии с «Комплексным проектом разработки. «составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему (1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м³ и 6,2 млн. т. в год.

В настоящее время в разработке находятся газоконденсатные залежи I-IV объектов эксплуатации и нефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленному освоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК₂₁, АУ₉, БУ₁₅, БУ_16, а также ачимовской толщи, расположенные в пределах лицензионного участки ДП «Уренгойгазпром».

Статиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас - валанжина и тангаловкой свите валанжин - готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК₁₈, ПК₂₁, группы АУ_, пласты БУ₀ - БУ_5, (все пласты газонасыщеные), пласты БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉, БУ_10-11, БУ ₁₂¹, БУ₁₃, БУ₁₄ (нефтегазонасыщенные), пласты БУ₁₂², БУ₁₅, БУ₁₆, БУ₁₇ (газонасыщенные).

При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.

В пределах Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежи в пластах ПК_18, ПК₂₁, АУ_10, БУ₀, БУ₅, а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С₂) в пластах ПК₁₆ и БУ_1-2 [2].

Залежь в пласте ПК₁₈ залегает на глубинах 1745-1790 м и обладает максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся 7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.

Залежь плата ПК₂₁ по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах 1890-1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных скважин принят по данным ГИС на а.о. - 1858 м.

Небольшая залежь в пласте АУ₁₀ залегает на глубинах 2245-2260 м. В принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт БУ₀ индексировался как БУ_3.

Рисунок 1.2 - Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ

С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам ГВК опушен до а.о. - 2340 м. (сравнительно с - 2333 м. принятом при утверждении запасов в ГКЗ).

Пласт БУ₅ на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта и залегает на глубинах 2505-2537 м.

Залежи в пластах ПК₁₆ и БУ_1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный интерес может представлять залежь в пласте БУ_1-2, имеющая высоту 27 м. В пласте ПК₁₆ поле газоносности приурочено к самой сводовой части Южного купола, высота залежи немного более 10 м.

II эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ₈⁰, БУ₈ и БУ_9. К пласту БУ₈ приурочена единая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК - 2665 м), в северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ - 95 м на ЮК также около 100 м [2].

В пределах Южного купола пласт БУ₈⁰ не имеет четкого раздела от нижележащего пласта БУ_8. На основании отметок газоводяного контакта при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ₈⁰ - БУ_8.

При этом газоводяная зона расширяется до 2 - 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 - 7 км южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.

Залежь в пласте БУ₈ также единая в пределах всех структурных элементов, по морфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогична вышеописанной.

К плату БУ₉ приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной залежи и находится на абсолютных отметках 260-2686 м. Высота залежи 65 м.

III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ_10-11 (БУ₁₀¹, БУ₁₀², БУ₁₁¹, БУ₁₁ ², БУ₁₁³) и пласт БУ₁₂¹. Пласт БУ₁₀ соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ₁₀¹ и БУ₁₀²). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе (106 м), на Северном куполе - 90 м и на ЦПЗ - 75 м. Ширина газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 - 14 км за исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км. Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 - 3 км. К пласту БУ₁₁¹ приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ и вторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеет небольшую высоту (менее 20 м).

Газовая шапка нефтегазоконденсатной залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 19 км. Нефтяная оторочка кольцевая типа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ₁₁² поле нефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежи Южного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры 8 9 км. Газонефтяная зона узкая, шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ₁₁³ содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газовая шапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 13 км. Газонефтяная зона также узкая - от 0,5 до 1 км при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ_10-11, кольцевого типа.

В пласте БУ₁₂¹ по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна на Северном куполе, две в пределах ЦПЗ и самая крупная на Южном куполе.

Максимальными запасами в пределах пласта БУ₁₂¹ обладает залежь на Южном куполе, газовая часть которой имеет размеры 10 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типа высотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ - 1АВ от 30 до 70 м.

IV эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ₁₂², БУ_13, БУ₁₄¹, БУ₁₄². В пласте БУ₁₂² имеются две газоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км) и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в северной части около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатная залежь имеет размеры 8 16,5 км и высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ₁₂² заглинизирован. В плате БУ₁₃ коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе.

Залежь на Южном куполе газоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочка козырькового типа.

Газовая залежь пласта БУ₁₃ имеет размеры 8 18,5 км и высоту около 60 м. Горизонт БУ₁₄ с учетом различия в газоконденсатных контактах разделен на два продуктивных пласта БУ₁₄¹ и БУ₁₄² имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением Северного купола. В пласте БУ₁₄¹ имеются две газовые залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К пласту БУ₁₄² приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗ и одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи в целом 8 19,5 км, высота около 50 м.

Таким образом, залежи продуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеют распространение в пределах Центральной приподнятой (УКПГ - 5В и УКПГ - 2В) и Южного купола (УКПГ - 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности и газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ - 1АВ.

В разрезе Уренгойского НГКМ ниже горизонта БУ₁₄ до нижележащего объекта разработки, ачимовской толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ_15, БУ₁₆, БУ₁₇.

1.5 Характеристика сырья и получаемых продуктов

Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С_{2+высшие} не превышает 1%. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 0,557, среднее - 0,563. Критические параметры: критическое давление - 4,73 МПа, среднекритическая температура - 190,5 К.

Низшая теплотворная способность 32121 33472 кДж/м³. Средняя 32900 кДж/м³. Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:

СН₄ - 98,28%;

С₂Н₆ - 0,15%;

С₃Н₈ - 0,002%;

С₄Н₁₀ - 0,0014%;

С_{5 + высшие} - 0,0006%;

СО₂ - 0,35%;

Н₂ - 0,02%;

О₂ - 1,16%;

N₂ - отсутс.;

Не - 0,013%;

Н₂S - следы.

Содержание углеводородного конденсата - от 0,03 до 0,05 см³/м³.

Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.

Таблица 1.1 - Состав пластового газа

Продуктами, получаемыми на установке, являются: осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 - 93 и нестабильный конденсат по ТУ 05751745 - 02 - 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Состав нестабильного конденсата

Значение плотностей зависит от условий отбора, температуры и давления НТС и может меняться в пределах 4%.

Абсолютное содержание индивидуальных углеводородов может меняться в пределах 10%.

2. Текущее состояние разработки УНГКМ

2.1 Краткая история освоения месторождения

Уренгойское месторождение открыто в 1966 скважиной №2. На Уренгойском месторождении газонасыщенными являются верхнемеловые (сеноман) и нижнемеловые (валанжин) отложения.

Сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) введена в эксплуатацию 22 апреля 1978 по проекту, составленному в 1976 на запасы утвержденные ГКЗ СССР в 1970, в объеме 3878 млрд. м³ газа.

В 1979 ГКЗ пересмотрела запасы газа и они составили 6221 млрд. м³ газа. В связи с существенным увеличением запасов газа в 1981 составлен проект разработки сеноманской залежи УГКМ в объеме годовой добычи 250 млрд. м³ газа.

В декабре 1989 ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на 01.01.89. По разрабатываемым площадям они составили 6933 млрд. м³. Прирост запасов обусловлен увеличением на 11,5% площади газоносности (в основном по данным сейсморазведочных работ) и на 9,6% средней величины газонасыщенной толщи.

В настоящее время в эксплуатации находятся все 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11, 12, 13 на Ен-Яхинской площади и УКПГ-15 на Северо-Уренгойском месторождении.

Сроки ввода УКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 проектом предусматривался выход на постоянный отбор 250 млрд. м³ газа в год с вводом в эксплуатацию 15 УКПГ. Фактически к этому времени в эксплуатации находились только 11 УКПГ (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Дата ввода в эксплуатацию УКПГ по месторождению

Проектный годовой отбор в период с 1985 по настоящее время составлял 250 млрд. м³ газа, в том числе по Уренгойской площади - 185 млрд. м³, по Ен-Яхинскому - 50 млрд. м³, по Северо-Уренгойскому месторождению - 15 млрд. м³. В связи с отставанием ввода в разработку залежи Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча газа осуществлялась из залежи Уренгойской площади, в 1984-1988 проектный годовой отбор превышал на 22 - 64%. Повышенная годовая добыча обеспечивалась поддержанием дебита на уровне оптимального, максимальным использованием производственных мощностей УКПГ, задействованием проектного резерва эксплуатационных скважин.

2.2 Основные проектные решения по разработке Уренгойского газоконденсатного месторождения

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса значительно отличающихся между собой по геолого-промысловым характеристикам: сеноманский и нижнемеловой.

Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000-1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный отбор добычи газа 250 млрд. м³ в год. Характерной особенностью сеноманской залежи является наличие значительных запасов газа, преимущественно, метанового состава с крайне низким содержанием тяжелых углеводородов.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс залегает на глубинах 1750 - 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

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 4,1ч4,5 МПа, максимальное на периферии - 10 МПа.

Пластовые давления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ч 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 30ч32 м. На С.-Уренгойском месторождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ч 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 34^оС. 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 1,2ч1,6 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 ч 116,4%, кроме ПГИ в газовой среде (62,4%) и по контролю за ГВК (87,5%).

Проектом разработки сеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд. м³. Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145 эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин.

2.4 Контроль за разработкой

Для контроля за изменением пластового давления произведено 2029 замеров статического давления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся под давлением, при этом охват исследованиями составил 1,7 иссл./скв.

Средневзвешенное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:

Уренгойская площадь 5,23 МПа;

Ен-Яхинская площадь 6,47 МПа.

Глубина депрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,31 МПа, по Ен-Яхинской 1,72 МПа.

Для определения добывных возможностей и составления технологического режима работы скважин проведено:

1) исследований по стандартной методике 424;

2) исследований без выпуска газа в атмосферу 32;

3) комплексных исследований на продуктивность:

а) с отбором проб на режимах 90;

б) на вынос механических примесей 636;

в) глубинных замеров 110.

В 1997 были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которых начинается разрушение призабойной зоны, проведено 54 специальных исследования. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонам УКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.98 326 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 172 скважины действующего фонда работает с выносом механических примесей, 109 скважин - с выносом пластовой воды и 45 скважин - с выносом пластовой воды и механических примесей.

Таким образом, на основании текущего состояния разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:

Разработка осуществляется с отступлениями от принятых проектных решений в части отборов газа, что связано с отставанием обустройства месторождения и наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с повышенным выносом механических примесей и пластовой воды.

С целью выравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки на скважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационное добуривание эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин.

Для ослабления процесса опережающего избирательного обводнения и уменьшения макрозащемления газа необходимо снизить отборы газа по эксплуатационным кустам с максимальным подъемом ГВК и пробурить дополнительно эксплуатационные скважины в межкустовых участках.