Анализ работы абсорбционной установки осушки газа Уренгойского газоконденсатного месторождения

курсовая работа

3.2 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 метров и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 году 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 метров 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.

Промышленная разработка газоконденсатных залежей нижнемелового продуктивного комплекса Уренгойского месторождения начата в январе 1985 года (см.табл.1.1) на основании “Проекта комплексной разработки ...” 1979 года и “Дополнениями...” к нему (1982 год) предусматривающего первоначальный максимальный годовой отбор газа в объеме 30 млрд. м3 и 6.2 млн. тон в год конденсата.

В процессе дальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная и продуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти. В результате в 1988 году ВНИИГАЗом и ТюменНИИГИПРогазом были составлены “Коррективы проекта разработки” предусматривающие увеличение отбора газа из нижнемеловых отложений до 40,6 млрд. м3 в 1990 году с одновременным ограничением добычи газа и конденсата из объектов, содержащих нефтяные оторочки.

В 1989 году 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 году переутверждались запасы газа, конденсата и нефти и трижды (в 1986, 1988 и 1991 года) 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 году истек срок действия выполненного ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом в 1991 году “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 год, а основой для планирования добычи газа, конденсата и нефти из нижнемелового продуктивного комплекса на 1996 год явились “Основные решения и технологические показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на 1996-1997 годы” 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 года. Предварительные результаты данного проекта были рассмотрены на “Комиссии по разработке месторождений и ПХГ” РАО “Газпром” (протокол № 13-Р/96 от 17.05.96 года).

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 году 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 год достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399 скважин. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и более от первоначальных (табл. 3.1). Минимальные значения текущего пластового давления наблюдаются на УКПГ - 1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа.

Делись добром ;)