1.3 Свойства газа и конденсата
Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. Он имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%. Состав в газе представлен в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Средний состав добываемого пластового газа
СН4 99,19 %об.
С2Н6 0,08% об.
С3Н8 отс.
N2+ редкие 0,72% об.
СО2 0,01% об.
Относительная влажность 100%
Плотность при 200С 0,67251 кг/м3
Расчетная 0,67235кг/м3
пикнометрическая
Теплотвоpная способность 7926,8 ккал/м3
Средняя пластовая температура 32 0С
Относительный удельный вес газа по воздуху колеблется от 0,557 до 0,563.
Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа Уренгойского месторождения:
СН4 - 98,28; С2Н6- 0,15; С3Н8 - 0,002; С4Н10 - 0,0014;
С5+высшие - 0,0006; СО2 - 0,35; Н2 - 0,02; N2 - 1,16; Не - 0,013; Ar,Kr,Xe - 0,023; Н2S - cледы.
Потенциальное содержание конденсата в добываемом газе ориентировочно составляет 0,3 г/м3.
По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-94), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации при температуре воздуха ниже -30 0С. Однако, в результате большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов метановое число его невелико и равно 36, что несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизельное топливо. Вязкость этого конденсата 4,66 ССТ. По указанным причинам конденсат сеноманской залежи может рассматриваться как компонент арктического дизтоплива.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
Проектирование разработки уникальной по запасам газа сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя велось в несколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением концепций ее освоения, а также с учетом фактических, заметно отличающихся от проектных, темпов разбуривания залежи и сроков обустройства промыслов.
- 1973, 1974, 1975 гг. - на суммарные запасы 3000 млрд.м3 газа составлены проекты разработки Уренгойской площади, соответственно с годовыми уровнями добычи газа - 30, 60 и 100 млрд.м3.
- 1978 г. - ввод месторождения в эксплуатацию.
- 1979 г. - на суммарные запасы 3873 млрд.м3 газа (Уренгойская площадь - 3000 млрд.м3, Ен-Яхинская площадь - 873 млрд.м3) составлен проект разработки Уренгойской и Ен-Яхинской площадей, с годовым уровнем добычи газа - 160 млрд.м3 (соответственно 130 млрд.м3 и 30 млрд.м3).
- 1981 г. - на суммарные запасы 6189 млрд.м3 газа (Уренгойское месторождение - 5802 млрд. м3, Северо-Уренгойское месторождение - 387 млрд.м3) составлен проект разработки месторождений Большого Уренгоя, с суммарным годовым уровнем добычи газа - 250 млрд.м3 (соответственно 235 млрд.м3 и 15 млрд.м3); позже - в 1983 г., в проект внесены дополнения, связанные с определением показателей разработки Таб-Яхинского участка Уренгойского месторождения, с годовым отбором газа -10 млрд.м3).
- 1985 г. - из-за отставания сроков ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения выполнены коррективы к проекту разработки месторождений Большого Уренгоя, годовая добыча газа в 250 млрд.м3 обеспечивается за счет освоения сеноманской залежи только Уренгойской площади.
- 1991 г. - на суммарные запасы 8059 млрд.м3 газа (Уренгойское месторождение - 7672 млрд.м3, Северо-Уренгойское месторождение - 387 млрд.м3) выполнены коррективы к проекту разработки месторождений Большого Уренгоя, суммарная годовая добыча газа в 250 млрд.м3 обеспечивается за счет освоения как Уренгойского месторождения, так и Северо-Уренгойского месторождения (15 млрд.м3 в год).
- 1995 г. - в связи с уточнением суммарных запасов газа месторождений Большого Уренгоя 7492 млрд.м3 (Уренгойское месторождение - 6906 млрд.м3, Северо-Уренгойское - 586 млрд.м3) выполнены проекты разработки Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений, суммарная годовая добыча (250 млрд.м3) в период постоянного отбора сохранена на прежнем уровне.
1998 г. - на суммарные запасы 7204,5 млрд.м3 газа (Уренгойское месторождение -6618,5 млрд.м3, Северо-Уренгойское - 586 млрд.м3) составлен проект разработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (на полное развитие), суммарная годовая добыча снижается со 195,5 млрд.м3 (1998 г.) до 33,9 млрд.м3 (2025г.).
- 2003 г. - в связи с уточнением запасов газа (520 млрд.м3) выполнено уточнение показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения (годовой отбор снижается с 11,62 млрд.м3 (2007 г.) до 3,4 млрд.м3 (2025 г.).
В настоящее время эксплуатация сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя ведется на основании Проекта разработки, составленного ООО «ВНИИГАЗ» и утвержденного в 1998г., и уточненных показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения (ООО «ВНИИГАЗ», 2004 г.).
2.2 Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения
Сеноманская газовая залежь месторождений Большого Уренгоя (МБУ) введена в промышленную разработку в 1978 году. В настоящее время эксплуатируются следующие объекты: Уренгойская площадь с Таб-Яхинским участком, Ен-Яхинская и Песцовая площади Уренгойского месторождения и Северо-Уренгойское месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к верхнемеловым отложениям верхней части покурской свиты на глубинах 1030-1260 м мощностью до 230 м. Залежь является сводовой, субмассивной и водоплавающей.
Технологические решения спроектированы с учетом высоких начальных продуктивных характеристик скважин (дебиты до 2 млн м3 в сутки) с использованием лифтовых колонн большого диаметра (168 мм).
Уренгойская площадь введена в разработку первой из всех площадей Уренгойского месторождения, 11 УКПГ вводились поэтапно в течение 6 лет: от УКПГ -1 (1978 г.) к УКПГ - 10 (1983 г.), с последующим возвратом в 1984 г. к южной части площади (УКПГ -1АС).
Ен-Яхинская площадь введена в эксплуатацию в 1985 г.
Песцовая площадь введена в эксплуатацию в 2004 г.
Северо-Уренгойское месторождение введено в эксплуатацию в 1987г.
Подготовка газа на Уренгойском месторождении осуществляется на 15 УКПГ: на Уренгойской площади - 11 УКПГ, Ен-Яхинской площади - 3 УКПГ и на Песцовой площади - 1 УКПГ.
Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении начался с 1987 года. Фактические сроки ввода в эксплуатацию дожимных компрессорных станций (ДКС) неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению от проекта реальных условий эксплуатации сеноманской залежи. В настоящее время на Уренгойской и Ен-Яхинской площадях в эксплуатации находятся 14 ДКС - I очереди и 14 ДКС - II очереди.
По состоянию на начало 2008 года накопленная добыча с начала разработки сеноманской залежи МБУ составила 5,216 трлн м3 газа -- 65,3% от утвержденных ГКЗ и ЦКЗ геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление -- от 24,4 до 113 атм (таблица 3.1).
Таблица 2.1 - Фактические показатели разработки Сеноманской залежи МБУ по состоянию на начало 2008 года
Показатели Уренгойская пл. Ен-Яхинская пл. Песцовая пл. Северо-
Уренгойское м-е
разработки
Сеноман МБУ
Запасы газа,
млрд м3 5226,8 1496,8 739,2 520,2 7983,0
Текущее
пластовое
давление, ата 24,4-57,3 31,1-36,3 110,5 31,3-113,0 24,4-113,0
Текущее
устьевое
давление, ата 16,7-41,4 15,8-20,9 92,3 24,0-92,3 15,8-92,3
Средний дебит
тыс. м3/сут. 151-379 165-226 571 36-589 36-589
Эксплуатаци
онный фонд, скв. 794 301 146 126 1367
Действующий
фонд, скв. 782 284 146 107 1319
Наблюдательный
фонд, скв. 128 44 22 22 216
Годовой отбор
газа (2007 г.),
млрд м3 58,87 18,76 27,03 6,82 111,48
Накопленный
отбор газа,
млрд м3 4045,06 817,21 64,25 290,08 5216,60
Отбор от
утвержденных
запасов газа, % 77,4 54,6 8,7 55,8 65,3
В настоящее время разработка объектов сеноманской залежи МБУ сопровождается активным проявлением водонапорного режима, а работа скважин осложняется обводнением конденсационными и пластовыми водами и разрушением призабойной зоны пласта (ПЗП).
Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов, значительное падение начального пластового давления в залежи (до 4 раз), подъем газоводяного контакта (ГВК), обводнение и разрушение ПЗП с образованием в подъемниках песчаных пробок являются основными определяющими факторами снижения дебита и остановки скважин.
Для восстановления надежной и устойчивой работы необходимы разработка и внедрение современных способов РИР по ликвидации и ограничению водопритока в скважины.
На рисунке 2.1 показана динамика снижения пластового давления и подъема ГВК по Уренгойской, Ен-Яхинской площадям Уренгойского месторождения и СевероУренгойскому месторождению. Максимальное падение давления отмечено по Уренгойской площади (на 9,4 МПа), подъем ГВК на 31 м. Минимальные показатели -- по Ен-Яхинской площади (8,2 МПа и 14 м соответственно).
По мере продвижения вверх по пласту ГВК подходит к нижним отверстиям интервала перфорации, и пластовая вода попадает в скважину, что приводит к ее нестабильной работе и накоплению на забое и в НКТ жидкости. Под воздействием столба воды уменьшается продуктивный интервал перфорации и изменяется напряженное состояние ПЗП, в результате чего происходит разрушение пород-коллекторов с образованием
песчаных пробок на забое и снижение ФЕС этой зоны, что приводит в итоге к снижению продуктивных характеристик скважин.
В результате существенного снижения пластового давления происходит значительный рост градиента давления между газоносной и водоносной частями, что приводит к интенсивному внедрению пластовой воды в газонасыщенную часть сеноманской залежи. На стадии падающей добычи этот процесс происходит более интенсивно. Суммарный объем воды, поступающей из скважин на все сеноманские УКПГ, составляет в настоящее время 150-170 тыс. м3 в год. С начала разработки месторождения удельный объем воды, поступающей на УКПГ, вырос на порядок.
Обводнение газовых скважин способствует ряду осложнений, связанных, вопервых, с разрушением ПЗП, что вызывает водопескопроявления (ВПП). Поступление воды в газовую скважину вызывает самозадавливание («захлебывание») скважины, и она прекращает добывать газ. Кроме того, из-за обводнения скважин происходит (с учетом первых двух причин) неравномерность дренирования запасов по объектам эксплуатации.
Надо учитывать, что на практике вышеперечисленные процессы происходят совместно и одновременно. Недобор газа в сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» (239 скважин) в 2007 году только за счет ограничения дебита из-за выноса водопесчаной смеси составил 1,256 млрд. м3. В общем случае по причине ВПП и обводнения скважин на сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» за 2007 год недобор составил более 4 млрд. м3 газа.
Неравномерность дренирования запасов из-за обводнения скважин по объектам эксплуатации приводит к «защемлению» около 30% извлекаемых запасов газа. В связи с этим возникает проблема добычи «низконапорного» газа.
Рисунок 2.1 - Динамика снижения пластового давления и подъема ГВК
На рисунке 2.2 представлено изменение пластового давления и среднего дебита скважин за период 1993-2007 годов.
Рисунок 2.2 - Изменение пластового давления и среднего дебита скважин за период 1993-2007 годов
Видно, что средний дебит скважин за рассматриваемый период снизился в 3,6 раза, при падении начального пластового давления в 2,4 раза, т. е. снижение дебита скважин в результате обводнения происходит быстрее, чем падение пластового давления. Это объясняется обводнением скважин и сокращением эффективной толщины интервала перфорации в результате перекрытия части ее столбом жидкости.
Уменьшение эксплуатационного фонда скважин в результате обводнения приводит к нарушению системы разработки залежи и равномерности отработки запасов газа по объектам эксплуатации, а в итоге -- к снижению конечного КИГ.
В таблице 3.2 отображено текущее состояние эксплуатационного фонда скважин сеноманской залежи МБУ по объектам эксплуатации. На начало 2008 года 214 скважин, или 16,2% действующего фонда, работают с ВПП, а бездействующий фонд составляет 48 единиц, из них по причине обводнения -- 39.
Таблица 2.2 - Состояние эксплуатационного фонда скважин МБУ на начало 2008 года
Объект Эксплуатационный Действующий Бездействующий
фонд скважин фонд скважин фонд скважин
всего с выносом воды и песка всего по причине
обводнения
Уренгойская пл. 794 782 135 (17,3%) 12 10
Ен-Яхинская пл. 301 284 56 (19,7%) 17 15
Песцовая пл. 146 146 - - -
Северо-
Уренгойское м-е 126 107 23 (21,5%) 19 14
Всего 1367 1319 214 (16,2%) 48 39
На рисунке 2.3 показана динамика действующего фонда скважин с ВПП за последние 15 лет разработки сеноманской залежи МБУ. Увеличение общего количества скважин с ВПП до 2000 года (451 скв.) отражает период нарастания объемов добычи при сохранении энергетического потенциала залежей УВ на высоком уровне, при котором значительные скорости в НКТ позволяли выносить песок и воду.
После 2000 года снижение количества скважин с ВПП происходило за счет эффективно проведенных ГТМ, включающих ограничение дебитов скважин, оптимизацию режимов их эксплуатации, проведение ремонтных и изоляционных работ.