Файл: Проведение технологических процессов борьбы с песчаными пробками на Уренгойском месторождении.docx

Всего по залежам по состоянию на 2019 год отобрано и проанализировано: пластовых - 249 проб, поверхностных - 79 проб. По горизонтам отобранные пробы распределились следующим образом (табл. 1).

При расчете средних значений параметров проводилось отбраковка данных анализов в результате некачественного отбора проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.
Таблица 1 - Распределение отбора проб по залежи

Ярус	Количество проб
Ярус	Пластовых	Поверхностных
Сеноманский	153	61
Альбский	96	38

Сеноманский ярус.

Исследование свойств нефти сеноманского яруса в пластовых условиях (табл. 2) проводилось по 153 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие:
Таблица 2 – Среднее значение параметров нефти на Сеноманском ярусе

Давление насыщения	1,4МПа
Газосодержание	5,9 м³ /т
Объемный коэффициент	1,034
Динамическая вязкость	43,63 мПа*с
Плотность пластовой нефти	877 кг/м³
Пластовая температура	23⁰С

Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м³. По содержанию серы – 3,11% масс и парафина – 3,0%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20^℃ составляет 109,9 мПа*с. По химическому составу подземные воды отложений хлоркальциевого типа. Газонасыщенность 0,08-0,9 м³ /т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м³ /т, объемный коэффициент – 1,0001.

Альбский ярус.

Исследования свойств нефти Альбскийского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие:

Таблица 3 – Среднее значение параметров нефти на Альбскийском ярусе

Давление насыщения	1,3 МПа
Газосодержание	4,72 м³ /т
Объемный коэффициент	1,032
Динамическая вязкость	52,87 мПа*с
Плотность пластовой нефти	883,8 кг/м³
Плотность пластовой нефти (сепарированной)	906,8 кг/м³
Пластовая температура	23 ⁰С

По данным анализов поверхностных проб нефти альбскийского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м³. По содержанию серы – 2,6%масс и парафина – 5%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20⁰ С составляет 109,4 мПа*с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми. Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м³, вязкость 1,03-1,8 мПа*с.

Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.

Общая минерализация подземных вод альбских и сеноманских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м³. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

1.5 Запасы нефти

В 2020 году добыча нефти в ЯНАО (Ямало-Ненецкий автономный округ) составила 36,6 млн тонн, газа – 526,9 млрд м³; конденсата – 23,3 млн тонн.

Именно эти минеральные ресурсы, сосредоточенные на территории округа, занимают ведущее место по своей значимости для современной экономики. Сегодня площади лицензионных участков для добычи углеводородного сырья составляют более 334 000 км² или 43% от общей площади ЯНАО.

Рисунок 3– Положение с КИН (коэффициент извлечения нефти)

в РФ, Уренгойское месторождение

2 Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки Уренгойского месторождения

В 2008 году ЗАО «Ачимгаз» ввело участок 1А в опытно-промышленную эксплуатацию.

В 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче газа на втором опытном участке (2А) ачимовских отложений Уренгойского месторождения. В настоящее время «Газпром» готовит к разработке третий (3А), четвертый (4А) и пятый (5А) опытные участки.

К 2022 году предполагается вывести все пять участков на проектный уровень добычи нестабильного конденсата — 10,8 млн тонн в год. К 2024 году предусмотрен выход на проектную добычу газа — 36,8 млрд м³ в год.

2.2 Анализ текущего состояния разработки Уренгойского месторождения

Потенциальные годовые отборы газа по всем недропользователям могут достичь к 2020–2022 годам 60 млрд м³ и 18 млн т конденсата. В 2014–2015 годах должен состояться ввод нефтяных залежей. Прогнозируемые максимальные уровни добычи нефти — более 11 млн тонн в год. Добыча газа на пяти участках после выхода на полную мощность достигнет порядка 36,8 млрд куб. м в год.

Анализ текущего состояния разработки месторождений Большого Уренгоя показывает следующее: по состоянию на начало 2018 года накопленная добыча с начала разработки сеноманской залежи МБУ (месторождение большого Уренгоя) составила 5,216 трлн м3 газа - 65,3% от утвержденных ГКЗ (государственная комиссия по запасам) и ЦКЗ (центральная комиссия по запасам) геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление - от 24,4 до 113 ата. В завершении данного

раздела дипломной работы следует отметить, что падающую добычу газа из сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя отличают низкие пластовые давления и прогрессирующее обводнение залежи пластовой водой. Длительный период эксплуатации скважин, негативное влияние пластовой воды на эксплуатационную колонну и продуктивный коллектор ухудшают состояние эксплуатационных скважин (межколонные и заколонные проявления и межпластовые перетоки) и их призабойных зон (дезинтеграция породы коллектора и усиление пескопроявлений). В этой ситуации поддержание проектных уровней добычи газа зависит от того, насколько стабилен режим эксплуатации скважин (должны быть исключены остановки и рывки в работе).

2.3 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

Рисунок 4 – Динамика основных показателей месторождения

2.4 Анализ состояния фонда скважин

На Уренгойском месторождении находится 68 скважин, что составляет 5,2 % от общего эксплуатационного фонда скважин месторождений Большого Уренгоя.

Бездействующий фонд Уренгойского месторождения, включая скважины, находящиеся в консервации, составляет 44 скважины или 3,3 % от эксплуатационного фонда, а по Северо-Уренгойскому месторождению - 24 скважины или 22,4 % от эксплуатационного фонда, то есть самый высокий процент.

Месторождения Большого Уренгоя характеризуются различным состоянием фонда скважин, работающих с ограничением по дебиту: по Уренгойской месторождению ограничено в добыче 19,6 % фонда действующих скважин; по Северо-Уренгойскому месторождению - 50,6 %.

От общего числа скважин, работающих с ограничениями по дебиту, на долю скважин выносящих мехпримеси приходится 66 %, пластовую воду – 26 %, мехпримеси и пластовую воду - 8 %. Максимальное число скважин с ограничениями по дебиту (451 ед.) было достигнуто в 1999 году. По сравнению с 1999 годом число скважин с ограничениями сократилось на 190 единиц.

Анализ состояния фонда скважин и анализ продуктивности скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей показал тенденцию роста количества скважин, работающих в интервалах с низкими дебитами.