Газовая шапка нефтегазоконденсатной залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 ´ 19 км. Нефтяная оторочка кольцевая типа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ112 поле нефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежи Южного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры 8 ´ 9 км. Газонефтяная зона узкая, шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ113 содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газовая шапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 ´ 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 км при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11, кольцевого типа.
В пласте БУ121 по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна на Северном куполе, две в пределах ЦПЗ и самая крупная на Южном куполе.
Максимальными запасами в пределах пласта БУ121 обладает залежь на Южном куполе, газовая часть которой имеет размеры 10 ´ 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типа высотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ – 1АВ от 30 до 70 м.
IV эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ122, БУ13, БУ141, БУ142. В пласте БУ122 имеются две газоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км) и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в северной части около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатная залежь имеет размеры 8 ´ 16,5 км и высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ122 заглинизирован. В плате БУ13 коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе.
Залежь на Южном куполе газоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочка козырькового типа.
Газовая залежь пласта БУ13 имеет размеры 8 ´ 18,5 км и высоту около 60 м. Горизонт БУ14 с учетом различия в газоконденсатных контактах разделен на два продуктивных пласта БУ141 и БУ142 имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением Северного купола. В пласте БУ141 имеются две газовые залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К пласту БУ142 приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗ и одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи в целом 8 ´ 19,5 км, высота около 50 м.
Таким образом, залежи продуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеют распространение в пределах Центральной приподнятой (УКПГ – 5В и УКПГ – 2В) и Южного купола (УКПГ – 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности и газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ – 1АВ.
В разрезе Уренгойского НГКМ ниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовской толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16, БУ17.
1.5 Характеристика сырья и получаемых продуктов
Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 - 0,557, среднее – 0,563. Критические параметры: критическое давление – 4,73 МПа, среднекритическая температура – 190,5 К.
Низшая теплотворная способность 32121 - 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3. Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:
СН4 – 98,28%;
С2Н6 – 0,15%;
С3Н8 – 0,002%;
С4Н10 – 0,0014%;
С5+ высшие – 0,0006%;
СО2 – 0,35%;
Н2 – 0,02%;
О2 – 1,16%;
N2 – отсутс.;
Не – 0,013%;
Н2S – следы.
Содержание углеводородного конденсата – от 0,03 до 0,05 см3/м3.
Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.
Таблица 1.1 – Состав пластового газа
Химический состав и другие свойства пластового газа | ||||||||
| С1, % мас. | С2, % мас. | С3, % мас. | iC4, % мас. | NС4, % масс. | С5+, % масс. | абсол. плотность, кг/м3 | Абсол влаж. г/м3 | молекул. масса С5+, г/моль |
| 90,30 | 4,87 | 2,20 | 0,50 | 0,58 | 1,55 | 0,792 | 2,62 | 98,0 |
Продуктами, получаемыми на установке, являются: осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 – 93 и нестабильный конденсат по ТУ 05751745 – 02 – 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Состав нестабильного конденсата
| Компонентный состав | Масса % |
| С1 | 6,93 |
| С2 | 7,01 |
| С3 | 11,62 |
| iС4 | 5,24 |
| nС4 | 7,29 |
| iС5 | 4,80 |
| nС5 | 4,59 |
| С6 | 52,53 |
| С5+ | 61,92 |
| Плотность, г/см3 | 0,5690 |
Значение плотностей зависит от условий отбора, температуры и давления НТС и может меняться в пределах ±4%.
Абсолютное содержание индивидуальных углеводородов может меняться в пределах ±10%.
2. Текущее состояние разработки УНГКМ
2.1 Краткая история освоения месторождения
Уренгойское месторождение открыто в 1966 скважиной №2. На Уренгойском месторождении газонасыщенными являются верхнемеловые (сеноман) и нижнемеловые (валанжин) отложения.
Сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) введена в эксплуатацию 22 апреля 1978 по проекту, составленному в 1976 на запасы утвержденные ГКЗ СССР в 1970, в объеме 3878 млрд. м3 газа.
В 1979 ГКЗ пересмотрела запасы газа и они составили 6221 млрд. м3 газа. В связи с существенным увеличением запасов газа в 1981 составлен проект разработки сеноманской залежи УГКМ в объеме годовой добычи 250 млрд. м3 газа.
В декабре 1989 ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на 01.01.89. По разрабатываемым площадям они составили 6933 млрд. м3. Прирост запасов обусловлен увеличением на 11,5% площади газоносности (в основном по данным сейсморазведочных работ) и на 9,6% средней величины газонасыщенной толщи.
В настоящее время в эксплуатации находятся все 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11, 12, 13 на Ен-Яхинской площади и УКПГ-15 на Северо-Уренгойском месторождении.
Сроки ввода УКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 проектом предусматривался выход на постоянный отбор 250 млрд. м3 газа в год с вводом в эксплуатацию 15 УКПГ. Фактически к этому времени в эксплуатации находились только 11 УКПГ (таблица 2.1).
Таблица 2.1 – Дата ввода в эксплуатацию УКПГ по месторождению
| Номер УКПГ | Дата | Номер УКПГ | Дата |
| УКПГ – 1 | 22.04.78 | УКПГ – 1 ас | 17.06.84 |
| УКПГ -2 | 29.10.78 | УКПГ – 2В | 20.01.85 |
| УКПГ – 3 | 19.10.79 | УКПГ – 1АВ | 05.07.85 |
| УКПГ – 4 | 21.09.80 | УКПГ – 1АС | 26.08.85 |
| УКПГ – 5 | 30.03.81 | УКПГ – 5В | 16.02.86 |
| УКПГ – 6 | 15.09.81 | УКПГ – 12 | 23.02.86 |
| УКПГ – 7 | 25.08 82 | УКПГ – 13 | 20.08.86 |
| УКПГ – 8 | 13.03.83 | УКПГ – 15 | 26.08.86 |
| УКПГ – 9 | 09.07.83 | УКПГ – 8В | 09.12.86 |
| УКПГ – 10 | 27.11.83 | ||
| УКПГ – 11 | 04.09.85 | ||
| УКПГ – 12 | 22.02.86 | ||
| УКПГ – 13 | 20.08.86 | ||
| УКПГ – 15 | 26.08.87 |
Проектный годовой отбор в период с 1985 по настоящее время составлял 250 млрд. м3 газа, в том числе по Уренгойской площади – 185 млрд. м3, по Ен-Яхинскому – 50 млрд. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению – 15 млрд. м3. В связи с отставанием ввода в разработку залежи Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча газа осуществлялась из залежи Уренгойской площади, в 1984–1988 проектный годовой отбор превышал на 22 – 64%. Повышенная годовая добыча обеспечивалась поддержанием дебита на уровне оптимального, максимальным использованием производственных мощностей УКПГ, задействованием проектного резерва эксплуатационных скважин.
2.2 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 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 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 м 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.