Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64×10-9 - 372,5×10-9 м2; 3,23 - 13,85 %; 1,2 - 64,8 м. По II - ому объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 - 118, 105 - 101 и 112 - 135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.
В зоне УКПГ - 1в в пластах БУ62, БУ92 и БУ93 проницаемые газо-насыщенные прослои полностью отсутствуют, а в пластах БУ61, БУ63 и БУ7 они встречаются спорадически. В этой зоне суммарная наибольшая газонасыщенная толщина колеблется от 18 до 64 м. Установлено изменение толщины от центральной зоны УКПГ к периферии.
Зона УКПГ-2в приурочена к восточному погружению. В этой зоне пласт БУ6 заглинизирован, БУ62 и БУ7 встречаются спорадически в песчаных фракциях. Наибольшим развитием характеризуются проницаемые пропластки в пластах БУ80, БУ81-2, БУ82, БУ9/1, БУ9/2, и БУ93. Наибольшие толщины характерны для пласта БУ83. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет, в зоне кустов УКПГ - 2в, 16 - 18 м, реже 50 м.
Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8 - 15,9 %, проницаемость от 0,01×10-8 до 14,1×10-8 м2. Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ31 - 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 0С в кровле комплекса до 90 0С в его подошвенной части.
Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.
Важной особенностью всех продуктивных пластов является песчанистость с большими изменениями по некоторым пластам, что является благоприятной предпосылкой для образования литологически ограниченных залежей.
Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:
значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;
относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытых объектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60 - 80 тыс. м3/сут.).
Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26,26 - 27,42 МПа, пластовая температура 76 - 80 0С, глубина залегания 2710 - 3317 м.
Наибольшие запасы газа приурочены к пластам БУ3 (I объект) и БУ81-2 (II объект) и составляют, соответственно 86 % и 50 % от суммарных запасов газа эксплуатационных объектов по категории С1.
Второй эксплуатационный объект характеризуется более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику (см. таблицу 1.1).
Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.
По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30 - 40 тыс. м3/сут) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. м3/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ7 при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200 - 400 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 15 - 20 МПа.
Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. м3/сут.
По основной залежи пласта БУ83 отмечена самая низкая продуктивная характеристика. Дебиты газа по ней при депрессии на пласт 7 - 9 МПа составляют 40 - 90 тыс. м3/сут.
Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64 - 93,59 %, этан 1,32 - 4,85 %, пропан 0,22 - 2,66 %, бутан 0,05 - 1,48 %, пентан 0,08 - 0,55 %. Содержание азота 0,36 - 2,45 %, углекислого газа 0,04 - 2,40 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05 %, водорода 0,01 - 0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60 - 0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.
Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов
| Параметры | Эксплуатационный объект | |
| I | II | |
| Запасы, млрд. м3 | ||
| Категория С1 | 162,3 | 852,6 |
| Категория С1 + С2 | 174,5 | 1224,6 |
| Запасы конденсата, млн. т | ||
| Категория С1 | 25, 200 | 132,397 |
| Категория С1 + С2 | 27,100 | 190,100 |
| Пластовое давление, МПа | 26, 20 | 29,29.31,34 |
| Пластовая температура, К | 343 | 349.353 |
| Относительная плотность | ||
| Пластового газа | 0,661 | 0,627.0,643 |
| Средняя глубина, м | 2700 | 3000.3150 |
| Значения коэффициентов | ||
| Фильтрационных сопротивлений | ||
| A, сут/ (МПа) тыс. м3 | 0,39 | 0,90×10-2 |
| B, сут/ (МПа) тыс. м3 | 0,06×10-2 | 0,25×10-2 |
Начальное содержание в пластовом газе гептана и вышекипящих (в расчете на 1 м3 газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м3. Среднее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по оценке ВНИИГаза составляет 150 г/м3.
В процессе разработки средний начальный рабочий дебит скважин по отдельным объектам принят равным 288 - 458 тыс. м3/ сут. при средней депрессии на пласт 6,5 - 9,0 МПа. Скважины эксплуатируются на режиме постоянной депрессии на пласт. Через два года после ввода месторождения в разработку достигается проектный уровень годовой добычи пластового и отсепарированного газа в объеме, соответственно, 21 и 20 млрд. м3/год. Максимальный годовой уровень добычи стабильного конденсата составляет 2,743 млн. т. (сырого конденсата - 3,65 млн. т). Дебит средней скважины составит 144 тыс. м3/сут., изменяясь в пределах 95 - 178 тыс. м3/сут., при рабочем давлении 2,3 - 3,3 МПа. Для обеспечения проектной добычи газа потребуется пробурить 622 эксплуатационные скважины с учетом 30 % резерва.
Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.
Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 62-75 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.
Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн. м3/сут.
Восстановление осушителя - на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.
Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов БТДА 10 - 13 производительностью 10 млн. м3/сут.
В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:
пункт переключающей арматуры;
обводной коллектор ГО;
узел подключения ДКС к УКПГ;
технологический корпус осушки газа;
установка АВО газа;
КТП АВО газа;
технологический корпус регенерации ДЭГа и метанола;
установка печей огневого подогрева ДЭГа;
установка подогрева теплоносителя;
РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная;
блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды;
установка воздухосборников;
установка отключающих кранов УОК;
подогреватель газа;
склад ДЭГа, метанола и ЛВЖ;
компрессорная воздуха КИП;
система внутрипромысловых коллекторов;
система сброса газа на свечу;
станция гидропривода;
ГФУ;
блок подсобно-производственных помещений;
емкость аварийного слива реагентов;
аварийная дизельная электростанция;
узел хозрасчетного замера газа;
ЗРУ;
блок вспомогательных помещений.
Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 - 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.
СО2 0,2 - 0,3
N2 0,7 - 1,7
Не 0,01 - 0,02
Аr 0,01 - 0,03
Н2 0,002 - 0,04
СН4 97,8 - 99
С2Н6 0,0 - 0,15
С3Н8 0,0 - 0,02
С4Н10 следы
Параметры Газа в начальный период эксплуатации:
среднее пластовое давление - 11,73 МПа;
динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;