1.1.Геологическая характеристика месторождения

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа к западу от реки Пур с координатами 76-78 восточной долготы и 66-68 северной широты. На месторождении установлена продуктивность в верхнемеловых и нижнемеловых отложениях.

Основная по запасам верхнемеловая (сеноманская) залежь связана с верхней частью мощной (до 150 м) толщи преимущественно песчаных образований. Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности 4750 км², пластовая температура изменяется от 27С в своде до 34С у контакта газ-вода. Залежь водоплавающая со слабым наклоном газоводяного контакта в северном направлении, начальная отметка ГВК - 1235м.

Начальное пластовое давление Р_пл =12,25 МПа. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытой пористостью 9-38% и проницаемостью от 10 до 1000 мД и более, что обеспечивает получение высоких дебитов газа.

1.2.Добыча газа

Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 3-5 скважин. Основными факторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин при их сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемого отбора газа.

На месторождении принята следующая конструкция скважины:

• направление ø426мм, Н=200-250м;

• кондуктор ø324мм Н=600м;

• эксплуатационная колонна ø219мм или ø 168мм до проектной глубины;

• лифтовая колонна (НКТ) ø168мм или 114мм, 127мм, 102мм и 89мм.

Направление перекрывает многолетние мерзлые породы (ММП), которые в верхней части представлены песчаными породами, сцементированными льдом. Кондуктор должен перекрывать подмерзлотную зону, способную поглощать жидкость, заполняющую скважину при ее герметизации.

Эксплуатация скважин ведется по лифтовым колоннам, спускаемым до нижних отверстий перфорации и оснащенных пакерами с надежными якорными устройствами, забойными клапанами - отсекателями, циркуляционными и ингибиторными клапанами.

Для оборудования устья скважин используются колонные головки 324х219 , 245х168 мм, фонтанная арматура АФК6-150/100-210ХЛ, АФК6-100/100-210ХЛ, АФТ-65/50-210-ХЛ, Бакинского завода им. Лейтенанта Шмидта, Воронежского механического завода (ВМЗ). Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе утвержденных «Технологических режимов работы газовых скважин», которые разрабатываются и ежеквартально корректируются геологической службой УГПУ. Сбор природного газа от кустов осуществляется по лучевой схеме с помощью системы кустовых газосборных коллекторов - шлейфов ø 426х16, 426х14.

При транспортировке газа по газосборным коллекторам (шлейфам) (ГСК) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой (в зимнее время), а также за счет незначительного дpосселиpования, связанного с потерями давления на трение.

Так как природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность - 100%), то при снижении температуры возможно гидpатообpазование.

Для предотвращения гидратообразования (особенно в зимнее время) и ликвидации образовавшихся кристаллогидратов (гидратных пробок) в ГСК предусмотрена подача ингибитора гидpатообpазования – метанола на устье скважин дозирующими насосами типа НД 100/250 по метанолопроводам Ду50.

Природный газ от кустов газовых скважин по ГСК транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

С помощью оборудования в здании переключающей аpматуpы (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 абсорбента -диэтиленгликоля (ДЭГ).

Текущие показатели разработки по району УКПГ-8:

Давление пластовое,– 2,5 2,1 МПа;

Давление статическое– 2,35 1,9 МПа;

Давление устьевое 1,95 1,7 МПа;

Температура на устье 11,2 10,0°С;

Эксплуатационный фонд скважин - 87;

Кустов газовых скважин – 23.