Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

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 БУ₁₁ ² 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 БУ₁₁ ³ 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 БУ₁₂ ¹ 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 БУ₁₂ ¹ 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 БУ₁₂ ² , БУ_13, БУ₁₄ ¹ , БУ₁₄ ² . В пласте БУ₁₂ ² 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 БУ₁₂ ² 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 БУ₁₄ ¹ и БУ₁₄ ² имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением Северного купола. В пласте БУ₁₄ ¹ имеются две газовые залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К пласту БУ₁₄ ² 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%;

С₂ Н₆ – 0,15%;

С₃ Н₈ – 0,002%;

С₄ Н₁₀ – 0,0014%;

С_{5 + высшие} – 0,0006%;

СО₂ – 0,35%;

Н₂ – 0,02%;

О₂ – 1,16%;

N₂ – отсутс.;

Не – 0,013%;

Н₂ S – 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 4,1÷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


29-04-2015, 00:38