Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (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 ґ 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 ґ 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 ґ 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 км при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11, 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 ґ 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, БУ13, 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 ґ 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 ґ 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 ґ 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 БУ15, 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 С2+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%;

С5 + 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

Химический  состав и другие свойства пластового газа
С1, % мас.	С2, % мас.	С3, % мас.	iC4, % мас.	NС4, % масс.	С5+, % масс.	абсол. плотность, кг/м3	Абсол влаж. г/м3	молекул. масса С5+, г/моль
90,30	4,87	2,20	0,50	0,58	1,55	0,792	2,62	98,0

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

Компонентный  состав	Масса %
С1	6,93
С2	7,01
С3	11,62
iС4	5,24
nС4	7,29
iС5	4,80
nС5	4,59
С6	52,53
С5+	61,92
Плотность, г/см3	0,5690

 

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

Номер УКПГ	Дата	Номер УКПГ	Дата
УКПГ – 1	22.04.78	УКПГ – 1 ас	17.06.84
УКПГ -2	29.10.78	УКПГ – 2В	20.01.85
УКПГ – 3	19.10.79	УКПГ – 1АВ	05.07.85
УКПГ – 4	21.09.80	УКПГ – 1АС	26.08.85
УКПГ – 5	30.03.81	УКПГ – 5В	16.02.86
УКПГ – 6	15.09.81	УКПГ – 12	23.02.86
УКПГ – 7	25.08 82	УКПГ – 13	20.08.86
УКПГ – 8	13.03.83	УКПГ – 15	26.08.86
УКПГ – 9	09.07.83	УКПГ – 8В	09.12.86
УКПГ – 10	27.11.83
УКПГ – 11	04.09.85
УКПГ – 12	22.02.86
УКПГ – 13	20.08.86
УКПГ – 15	26.08.87

 

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.

 

2.3 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 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 1,2ч1,6 раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.