Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология

Скачать Бесплатно!
Для того чтобы скачать эту работу.
1. Пожалуйста введите слова с картинки:

2. И нажмите на эту кнопку.
закрыть



сматривающие 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 Т

s