3.4.3 Гидрохимический контроль
С целью гидрохимического контроля за разработкой залежей отобрано 1053 проб жидкости, 15 проб с помощью глубинного пробоотборника. По результатам анализов большинство скважин выносит конденсационную воду. Для контроля давления в водоносной части произведено 112 замеров уровня в пьезометрических скважинах, которые подтвердили предположение об охвате дренированием всего водоносного бассейна отложений апт-альба-сеномана до глубины 1700 м.
Для контроля за продвижением ГВК проведено 107 - промыслово-геофизических исследования в неперфорированных и пьезометрических скважинах. При производстве ПГИ в скважинах неокомских залежей также определялся уровень ГВК, в 1998 году текущее положение ГВК сеномана определено в 164 газоконденсатных и нефтяных скважинах.
Разработка Уренгойского 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:
УКПГ -1АС -до 48 м; УКПГ-1 до 68 м; УКПГ-2 до 46 м;
УКПГ -3 -до 40 м; УКПГ-4 до 50 м; УКПГ-5 до 48 м;
УКПГ -6 -до 62 м; УКПГ-7 до 54 м; УКПГ-8 до 55 м;
УКПГ -9 -до 27 м; УКПГ-10 до 45 м; УКПГ-11 до 21 м;
УКПГ -12 -до 30 м; УКПГ-13 до 32 м.
Скорость подъема ГВК изменяется от 1,5 до 5 м/год. Объем внедрившейся пластовой воды по Уренгойской площади составляет 5230 млн.м3 по Ен-Яхинской - 904 млн.м3 .
Выполнение исследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследований составляет в среднем 110 %.
Таким образом, на основании анализа разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:
Разработка в течение 1999 года осуществлялась с отступлениями от принятых проектных решений в части отборов газа, что связано с отставанием обустройства месторождения (УКПГ-11, 13).
Высокие темпы годовой добычи газа по Уренгойской площади достигающие 7-8 % от текущих запасов, приводят к подтягиванию конусов воды, преждевременному обводнению скважин и неравномерности выработки запасов.
Для снижения глубины депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади необходимо в ближайшие два года провести расширение зоны расположения эксплуатационных скважин путем дополнительного бурения их в северо-западной и западной частях УКПГ-11 и северной части УКПГ-13 в количестве 60 единиц.
С целью выравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки на скважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационное бурение 10 % эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин с существующей площадки куста.
Установить забойные фильтры на всех ограниченных скважинах (399).
Ввести в разработку Таб-Яхинский участок Уренгойской площади с годовым отбором 5 млрд. м3.
Открыть финансирование и ввести в разработку Песцовое месторождение.
Для полного и качественного выполнения исследовательских работ по контролю за разработкой залежи необходимо оснащение геологической службы спецтехникой, оборудованием, запасными частями к коллектору «Надым» и орг. техникой.
Контроль за разработкой осуществляется геолого-промысловыми, гидрохимическими и геофизическими методами.
Исследовательские работы выполняются геологической службой УГПУ. Специальные виды исследований (определение предельно-допустимых депрессий) проводятся совместно с НТЦ.
Промыслово-геофизические исследования проводятся ПО “Севергазгеофизика” по заявкам геологической службы согласно плана-графика исследовательских работ. Охват исследованиями составил 3,67 иссл./скв. и проведено 4626 различных видов исследований.
3.5 Анализ разработки нефтяной оторочки
Уренгойского месторождения
Нефтяные оторочки промышленного значения на месторождении приурочены к шести горизонтам нижнемелового продуктивного комплекса БУ8, БУ80, БУ10-11, БУ121, БУ131, БУ14. Газоконденсатная залежь этих горизонтов находится в эксплуатации с 1985 года.
Начальные запасы нефти, утвержденные ГКЗ в 1989 году, в нефтяных оторочках нижнемеловых залежей составляли 422 млн.т (балансовые) и 83,3 млн.т (извлекаемые).
В результате выполненных работ по доразведке уточнена геометрия нефтяных оторочек, подсчетные параметры пластов, подтверждено мозаичное распространение нефтяных оторочек. На основе новой геологической модели был проведен в 1995 году пересчет запасов нефти и утвержден протоколом ЦКЗ РАО ”Газпром” № 1/95 20 ноября 1995 года. В результате пересчета балансовые запасы нефти составили 290,8 млн.т, извлекаемые - 58 млн.т.
Преобладают оторочки следующих типов:
краевого - в нефтегазовых залежах пластов БУ8 и БУ10;
подстилающего - в пласте БУ11 и газонефтяной залежи пластов БУ11 и БУ121 Южного купола;
крыльевого - в пласте БУ131 в пределах Южного купола.
Из анализов результатов работ по освоению и исследованию нефтяных скважин следует, что промышленные притоки нефти при пористости коллектора менее 12,5-13,5 % и нефтенасыщенности менее 52 - 55 % отсутствуют.
Исходя из мозаичного распространения нефтяных оторочек и их значительной неоднородности по эффективным толщинам, на Уренгойском газоконденсатном месторождении выделено шесть опытных участков.
Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных оторочек Уренгойского ГКМ начата в июле 1987 года вводом в разработку второго опытного участка (пласт БУ10-11). В марте 1988 года введен в эксплуатацию первый опытный участок (пласт БУ8), в декабре 1990 года - третий опытный участок (пласт БУ10-11), в октябре 1992 года - шестой опытный участок (пласт БУ121). Разработка осуществляется на основании «Уточненного проекта разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Уренгойского месторождения», выполненного ТюменНИИГипрогазом и принятого на ЦКР РАО «Газпром» (протокол № 20-К-Р/98 от 22.06.98 года).
В настоящее время в разработке находятся I, II, и III опытные участки, на YI опытном участке добыча нефти не проводится.
По состоянию на 1.01.2000 года общий фонд составляет 359 скважин, из них:
эксплуатационных - 156 скв.;
действующих - 145 скв.;
бездействующих - 11 скв.;
в консервации - 105 скв.;
поглощающих - 4 скв.;
наблюдательных - 17 скв.;
пьезометрических - 3 скв.;
ликвидировано - 18 скв..
Газлифтным способом эксплуатируется 98 скважин или 64 % действующего фонда, ЭЦН спущены в 1 скважине или 0,7 % действующего фонда, фонтанным способом работают 45 скважин или 31 % действующего фонда, плунжер-лифтом работают 6 скважины или 4,3 % действующего фонда.
В бездействии находится 11 скважин, из них:
слабый приток, гидратный режим - 4 скв.;
в ожидании перевода на ЭЦН - 1 скв.;
пробка в НКТ - 2 скв.;
обводнены - 4 скв.
В консервации находится 105 скважин, из них:
ожидают обустройства - 14 скв.;
обводнены - 18 скв.;
ожидают перевода на мех. добычу - 1 скв.;
ожидают КРС и обустройства - 15 скв.;
отсутствие притока - 34 скв.;
ожидают перевода на другой объект - 21 скв.;
технические причины - 2 скв.
С начала разработки четырех опытных участков на 1.01.2000 года добыто
7493,9 тыс. тонн нефти (с попутной), отобрано 7898 млн.м3 попутного газа.
Добыча пластовой воды составила 296,5 тыс. т.
3.6 Конструкция и оборудование скважин
В основном на Уренгойском газоконденсатном месторождении принята такая конструкция валанжинских скважин:
направление 426 мм, 0 - 150 м; цементаж до устья;
кондуктор 324 мм, 0 - 550 м; цементаж до устья;
техн. колонна 245 мм, 0 - 1400 м; цементаж до устья;
э/колонна 168 мм, 0 - 3000 м; цементаж до устья;
НКТ 89 мм, до кровли пласта.
Типовая конструкция сеноманской скважины:
направление 426 мм, 0 - 50 м; цементаж до устья;
кондуктор 324 мм, 0 - 550 м; цементаж до устья;
э/колонна 219мм, 0 - 1250 м (15м недоходя ГВК); цементаж до устья;
НКТ 168мм, до низа интервала перфорации
По Ен-Яхинской и Северно Уренгойским площадям:
кондуктор 245мм;
э/колонна 168мм;
НКТ 89-101мм (глубины те же).
В проекте принято кустовое расположение скважин с количеством скважин в кусте 2-5, в зависимости от мощности пласта, дифференцированная система вскрытия - наибольшая нагрузка на верхнюю часть разреза и вскрытие низов всего одной скважиной.
Большинство скважин с НКТ спущенным до низа перфорированного интервала и в одной скважине куста с полным вскрытием разреза до кровли, с целью контроля отработки геофизическими методами.
Конструкция скважины №8337 УКПГ-8В, которая была сдана в промышленную эксплуатацию 16.03.1999 года. Била вскрыта кровля продуктивных пластов БУ 10-11 на глубине 2927 метра. Во время бурения были вскрыты продуктивный пласт сеноманской залежи на глубине 1049,4 метра и газоводяной контакт (ГВК) - 1264,4 метра. В конструкцию скважины входят:
кондуктор 324 мм. 0 - 453 метра; зацементирован до устья;
техническая колонна 245 мм. 0 - 1206 метра; зацементирована до устья;
экспл. колонна 168 мм. 0 - 2927 метра; зацементирована до устья.
На устье установлена фонтанная арматура типа BREDA(ПриложениеА). Перфорация эксплуатационной колонны произведена в интервалах глубин 2794,2 - 2809,2 метра (БУ 10); 2821 - 2827 метра (БУ 10); 2839,2 - 2855 метра (БУ 11) зарядами ПР - 54 по 20 отверстий на 1 погонный метр. Всего 740 отверстий. Спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 2827,2 метра.
Скважина может быть наклонной ( в случае бурения скважин на кусту при малой мощности пластов). Кривление из под контура. С 1990 года введена безпакерная схема, направление также убрано из конструкции.
В состав эксплуатационного устьевого оборудования входит:
колонная головка;
фонтанная арматура;
приспособления для смены задвижек под давлением;
лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин;
комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.
Основой всего устьевого оборудования является колонная головка. При помощи колонной головки укрепляют устье бурящейся скважины, закрепляют обсадные колонны, спущенные в нее. На колонной головке устанавливают фонтанное оборудование. В Уренгойском газоконденсатном месторождении применяются такие типы колонных головок (УКПГ - 8В): ГКК2100-168-273, ГКК1 210-146-219, ОКК1 2100-219-324, КЫМПИНА, ОКК 210-168-273, ГКК1-240-219-324, ОКК-210-168-245, HUBNER VANAG, BREDA FUCHINI, EUROPA, MORENI и другие (справочник скважин УКПГ - 8В).
Фонтанное оборудование состоит из наземного и подземного. К наземному фонтанному оборудованию относится фонтанная арматура и манифольд фонтанной арматуры, а также приспособление для смены задвижек под давлением, лубрикатор и другие специальные узлы и детали. К подземному фонтанному оборудованию относятся пакеры, клапана-отсекатели, циркуляционные клапана и другие клапана.
Забойное оборудование (УКПГ - 8В) - э/пакер (ПСС 219/140, 2ПД-ЯГ, ПСС 219А-А, ППГ-5, 1ПД-ЯГ, 3ППГД, ВАЛЮРСК, КОС 168/89-35, ПДМ-168, BAKER, BAKER типа SAB, OTIS), (справочник скважин УКПГ - 8В).
Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации. Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку. Елка фонтанной арматуры предназначена для направления продукции скважины по струнам в трубопровод и для регулирования режима работы скважины при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.
На Уренгойском месторождении (УКПГ - 8В) используют такие типы фонтанной
арматуры: АФК 150/100-210 ХЛ, АФК 100/100-210 ХЛ, АФТ 65/50-210 ХЛ, АФА
6-150/100-210 ХЛ, АФТ 3-75/50-220, АФЗАК-65/50-210 ХЛ, АФТ 125, АФКЗ
3-65/200-168, АФТ 3А-65/350, HUBNER VAMAG, JKS/WKM, MORENI,
DKG/BAST, АФК 6-100/100-350 ХЛ Баку, АФК 6-100/100-350 ХЛ ВМЗ
и другие (справочник скважин УГПУ).
4. СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА[3]
Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 2-5 скважин. Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе утвержденных "Технологических режимов работы газовых скважин", которые разрабатываются и ежеквартально корректируются геологической службой УГПУ. Сбоp пpиpодного газа от кустов осуществляется по лучевой схеме с помощью системы кустовых газосборных шлейфов-коллектоpов.
При транспортировки газа по шлейфам-коллектоpам (от кустов до УКПГ) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой (в зимнее время), а также за счет незначительного дросселирования, связанного с потерями давления на трение.
Так как природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность-100%),то при снижении температуры возможно гидратообразование.
Для предотвращения гидратообразования (особенно в зимнее время) и ликвидации образовавшихся кpисталлогидpатов (гидpатных пробок) предусмотрена централизованная подача в шлейфы-коллектоpы ингибитора гидpатообpазования-метанола.
Природный газ от кустов газовых скважин транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).
С помощью оборудования в здании переключающей арматуры (ЗПА) возможно
отключение куста от УКПГ, переключение куста на факел через перепускной
коллектор. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установке
комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсоpбента-диэтиленгликоля
(ДЭГ), в качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.
4.1 Общая характеристика системы подготовки газа
(на примере УКПГ-15)
Для сбора газа от скважин на УКПГ-15 применена коллекторно-кустовая схема, которая позволила значительно снизить затраты на строительство шлейфов и обустройство внутрипромысловых дорог.
УКПГ-15 входит в комплекс действующих установок осушки газа Сеноманской залежи Уренгойского газоконденсатного месторождения.
Проектная производительность установки составляет 15 млрд. м3/год.
Подготовка газа к транспорту заключается в отделении из него газового конденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механических примесей с последующей осушкой его диэтиленгликолем. Установка осушки состоит из 6 однотипных технологических ниток, оснащенных многофункциональными аппаратами серии ГП-502-00.000 номинальной производительностью 10 млн. м3 газа в сутки.
Подготовка природного газа к транспорту осуществляется по цепочке: куст- шлейф-ЗПА- УКПГ-ДКС(I очереди)-МПК.
После пуска ДКС(II очередь) будет осуществляться следующая цепочка: куст- шлейф-ЗПА-ЦОГ-ДКС(II очереди) -УКПГ-ДКС(Iочереди)-МПК
Установка комплексной подготовки газа включает в себя:
Основные объекты:
1 система газосборных внутрипромысловых коллекторов от кустов скважин Ду 500,300мм.
2 два здания переключающей арматуры (ЗПА-1,2) с панелями распределения метанола на установку и по шлейфам на устья скважин
3 цех очистки газа (на площадке ДКС-II очередь)-ЦОГ
4 коллектор сброса газа на факел после ЗПА-1,2, Ду 1500
5 коллектор сырого газа Ду 1000 после ЗПА в цеха осушки УКПГ
6 два технологических цеха N 1,2 очистки и осушки газа в том числе:
-6 технологических ниток очистки и осушки газа с многофункциональными аппаратами (МФА), Ду1800мм, Ру 8,8 МПа (6 аппаратов)
установки вакуумной регенерации ДЭГа
узла редуцирования газа на собственные нужды