1.2.Добыча газа

Добыча газа осуществляется эксплуатационными скважинами, которые группируются в кусты из 2-4 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:

• удлиненное направление Ø426 мм, Н=138-150 м;

• кондуктор Ø324 мм Н=526-558 м;

• эксплуатационная колонна Ø219, 168 мм до проектной глубины;

• лифтовая колонна (НКТ) Ø168, 127, 114, 102 мм.

Направление перекрывает многолетние мерзлые породы (ММП), которые в верхней части представлены песчаными породами, сцементированными льдом. Кондуктор перекрывает 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 HUBNER VAMAG, ОКК1-210-219-324, JKS/WKM, фонтанная арматура АФК150/100-210ХЛ, JKS/WKM.

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 шлейфов - коллекторов Ø426×18, Ø42614, Ø32514, Ø32512.

Характеристика газосборных коллекторов УКПГ-6 приведена ниже в таблице.

Характеристика газосборных коллекторов укпг-6

Таблица 1.1

Шлейф	Диаметр, мм	Длина ,м	Дата ввода
61	325×14×12	1293	21.09.81
62	325×14×12	5149	20.06.81
63	426×16	8167	01.08.84
64	426×16	5923	18.03.83
65	426×16	4355	28.05.83
66	325×14×12	1704	20.08.81
67	325×12	2443	20.08.81
68	325×14×12	3048	20.08.81
69	426×16	3859	31.03.82
610	426×16	5910	10.05.84
611	426×18×16	4972	28.03.82
612	426×18×16	3799	08.07.82
613	426×18×16	2831	14.06.82
614	426×18×16	3516	30.03.82
615	426×16	2200	31.05.84
616	426×16	6501	07.88
617	426×16×14	4238	18.07.88
618	426×16	9070	13.09.88
619	426×16	1606	19.09.88

При транспортировке газа по шлейфам - коллекторам (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 кристаллогидратов (гидратных пробок) предусмотрена централизованная подача в шлейфы-коллекторы и обвязку скважин ингибитора гидратообразования - метанола.

Природный газ от кустов газовых скважин транспортируется на УКПГ.

С помощью оборудования на площадке переключающей арматуры (ППА) возможно отключение куста от УКПГ, переключение куста на факел УКПГ через перепускной коллектор. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установке комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента - диэтиленгликоля (ДЭГ), в качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.

Текущие показатели разработки по району УКПГ-6 (на 2008 год):

Давление пластовое, МПа - 2,91;

Давление статическое, МПа - 2,68;

Общий фонд скважин - 73;

Фонд эксплуатационных скважин - 60;

Пьезометрических - 2;

Нагнетательных - 2;

Наблюдательных - 8;

В ожидании ликвидации - 1.