ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 56
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Концентрация метана в газе, состав которого определен на основе поверхностных проб, отобранных в процессе ОПЭ и разработки пластов Ач3, Ач4 и Ач52-3, изменяется от 74,07 % мольных (скважина 778, пласт Ач52-3) до 89,46 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач52-3). Суммарная концентрация головных углеводородов в газе варьирует от 6,27 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач52-3) до 17,84% мольных (скважина 794, пласт Ач3).
Суммарное содержание неуглеводородных компонентов изменяется от 0,19% мольных (скважина 2-10-02) до 2,09% мольных (скважина 2-25-01).
Концентрация метана в глубинных пробах изменяется от 71,84% мольных (скважина 2-21-03) до 87,69% мольных (скважина 1-15-01), содержание фракции С5+ варьирует от 1,45% мольных (скважина 1-15-01) до 7,66% мольных (скважина 2-21-03).
Физико-химическая характеристика стабильного конденсата:
На отобранных в процессе промысловых газоконденсатных исследований пробах стабильного конденсата определялись физико-химические свойства, необходимые для составления проектных документов, а также путей дальнейшей переработки углеводородного сырья.
В лабораторных условиях определялись основные свойства конденсата: цвет, плотность, молекулярная масса, температура начала и конца кипения, свойства узких 10-ти градусных фракций, групповой углеводородный состав, содержание примесей (серы, парафинов).
Таблица 3 – Фракционный состав конденсатов по месторождению.
| Плотность, г/см3 | Содержание серы, % | Фракционный состав, 0C | ||||
| Начало кипения | 10 % | 50% | 90% | Конец кипения | ||
| 0,746 | 0,01 | 30 | - | - | - | 295 |
По пробам, отобранным при первичных промысловых газоконденсатных исследованиях, плотность стабильного (дегазированного) конденсата изменяется от 0,7450 (скважина 778, пласт Ач52-3) до 0,8342 г/см3 (скважина 419, пласт Ач4). По пробам, отобранным в процессе ОПЭ, плотность стабильного конденсата изменяется от 0,7561 (скважина 1-12-03) до 0,8179 г/см3 (скважина 778, пласт Ач52-3).
Отмечается уменьшение плотности конденсата, отобранного в 2007 г. (скважина 1-21-03), по сравнению с плотностью конденсата, отобранного из скважин 440, 443 Новоуренгойского лицензионного участка в начальный период опытно-промышленной эксплуатации. Такая же закономерность в снижении плотности отмечается и для скважин Восточно-Уренгойского лицензионного участка. Хорошая корреляция свойств наблюдается при сопоставлении плотности и температуры начала кипения, плотности и молекулярной массы конденсата пластов Ач3, Ач4 и Ач52-3.
Температура начала кипения конденсата, отобранного при первичных исследованиях, изменяется от 300 до 1550С, по пробам, отобранным при ОПЭ и разработке - от 25,00 до 49,50С. По данным разгонки по Энглеру, в пробах присутствуют примеси нефти, что диагностируется высоким процентом остатка, достигающим от 10% до 19% массы.
Молекулярная масса конденсата, отобранного при первичных исследованиях, варьирует от 78,5 до 197,0; отобранных в процессе эксплуатации - от 112,0 до 153,6.
По групповому углеводородному составу конденсат, отобранный при первичных исследованиях, относится к смешанному - метанонафтеновому и нафтено-метановому типу, концентрация ароматических углеводородов изменяется от 6,86% до 24,04% объема. Конденсат, отобранный в процессе разработки, также относится к смешанному типу, содержание ароматических углеводородов варьирует от 9,39% до 22,97% объема.
Таблица 4 - Свойства пластовой воды
| Показания | Пласты | ||
| АЧ3-4 | БУ10-11 | БУ12 | |
| Газосодержание, м3/т | 2,58 | 2,83 | 2,73 |
| В т.ч. сероводорода, м3/т | - | - | - |
| Объемный Коэффициент, доли единиц | 1,027 | 1,03 | 1,02 |
| Вязкость, мПа. с | 0,364 | 0,344 | 0,334 |
| Общая минерализация, г/л | 11,24 | 12,25 | 10,0 |
| Плотность разгазированной воды, кг/м3 | 1006,3 | 1007,1 | 1005,3 |
| Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | 982,3 | 982,2 | 978,3 |
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Состояние разработки месторождения
На территории Уренгойского месторождения ООО «Уренгойская газовая компания» предоставлен в пользование Усть-Ямсовейский ЛУ (СЛХ № 13707 НР от 03.08.2006 г.).
По состоянию на 01.01.2014 г. добыча углеводородов ООО «ГАЗПРОМ ПОДЗЕМРЕМОНТ УРЕНГОЙ» ведется только из пласта БУ17 1-1 в пределах Усть-Ямсовейского ЛУ. Залежь пласта БУ17 1-1 газоконденсатная, сводовая, литологически экранированная, газоводяной контакт отсутствует. Начиная с 2004 года, освоение неокомских продуктивных отложений, идет на основании плана пробной эксплуатации разведочной скважины № 454ur. С 2007 при подключении в работу еще двух разведочных скважин № 378uyam и № 379uyam, а в 2009 году одной разведочной скважины № 376ur началась опытнопромышленная разработка пласта БУ17 1-1
Уренгойского месторождения в пределах Усть-Ямсовейского ЛУ.
Разработка Уренгойского месторождения ведется согласно «Технологической схеме разработки Уренгойского месторождения в пределах Усть-Ямсовейского лицензионного участка» (ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь», протокол Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС № 91-11 от 06.02.2012 г.) [3]. Проектные решения в отношении газоконденсатного объекта БУ171-1:
- система размещения скважин избирательная;
- режим разработки –истощение;
- проектныйуровеньдобычисвободногогаза– 1,645 млрд. м 3 ;
- проектныйуровеньотбораконденсата– 282,9 тыс. т;
- накопленныйотборгаза– 33,7 млрд. м 3 , стабильногоконденсата– 4,2 млн. т;
- общийфондскважин– 23;
- фонд скважин для бурения – 20.
Эксплуатационное бурение скважин предусматривалось с 2014 года. Заложено освоение новых скважин с ГРП.
В настоящее время ведется разработка 1 эксплуатационного объекта - газоконденсатной залежи пласта БУ17 1-1.
Объект 1 –газоконденсатнаязалежьпласта БУ17 1-1.
Газоконденсатная залежь пласта БУ17 1-1, литологически ограниченная, размеры ее составляют 91,5×5,5 – 14,0 км, привысоте 220 м. Залежьвытянутавмеридиональномнаправлении, распространена на пяти лицензионных участках, принадлежащих трем недропользователям: Восточно-Уренгойский ЛУ и Ново-Уренгойский ЛУ (ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), Самбургский ЛУ и Ево-Яхинский ЛУ (ОАО «АРКТИКГАЗ»), Усть-Ямсовейский ЛУ (ООО «ГАЗПРОМ ПОДЗЕМРЕМОНТ УРЕНГОЙ»).
Продуктивность залежи подтверждена результатами испытания скважин. На Усть-Ямсовейском ЛУ пласт БУ17 1-1 опробован в семи скважинах. Максимальные дебиты газа сепарации и стабильного конденсата, полученные в скважине 376ur из интервала глубин 3360-3387 м, составляют 312,1 тыс. м3/сут и 186,8 м3/сут. На территории Восточно-Уренгойского ЛУ при испытании скважины 733ur из интервалов глубин 3354-3359 м и 3370-3390 м получен промышленный фонтан газоконденсатной смеси, дебитами газа сепарации – 49,2 тыс. м
3/сут, стабильного конденсата – 7,0 м3/сут. В результате опробования скважины 903wur в интервале 3348,0-3361,6 м был получен фонтан газоконденсатной смеси, дебит газа сепарации - 56,2 тыс. м3/сут, стабильного конденсата - 11,8 м3/сут.
Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 9,4 м. Залежь пласта БУ171-1 имеет пористость равную 0,14-0,18 д. ед., проницаемость (по ГИС/по керну) – 1,3/1,0 мД, пластовоедавлениепозалежи - 39,4 МПа, пластоваятемпература– 98 oC.
Залежь является основной по запасам газа и конденсата на рассматриваемых участках Уренгойского местрождения, в ней сосредоточены 95 % суммарных запасов газоконденсата категории С1+С2. Так же имеется нераспределенный фонд, приуроченный к категории запасов как С1 так и С2.
2.2 Характеристика фонда скважин Уренгойского месторождения
По состоянию на 01.01.2014 г. в пределах залежи пробурено девять поисково-разведочных скважин: №370sp (1981 г.), № 375sp (1990 г.), № 453ur, 454ur – (1991 г.), № 378uyam, 379uyam – (2007 г.), № 376ur, 380ur (2008 г.), № Р-10(2013 г.).
Скважина № 453ur оказалась за контуром газоносности и ликвидирована по геологическим причинам. Скважины № 370sp и № 375sp ликвидированы, как низкопродуктивные и выполнившие свое назначение, в 1981 г. и 1990 г., соответственно.
Эксплуатационный фонд Уренгойского месторождения (Усть-Ямсовейский ЛУ) по состоянию на 01.01.2014 г. составляют пять скважин, три скважины находятся в бездействии и две в консервации. Причина остановки –ожиданиеподключениякпромысловойсистемесборагазаиконденсата.
Таблица 3.1 –Характеристика пробуренного фонда скважин Уренгойского месторождения в пределах Усть-Ямсовейского ЛУ по состоянию на 01.01.2014 г.
| Наименование | Характеристика фонда скважин | БУ17 1-1 |
| Фонд Газовых скважин | Пробурено | 9 |
| Возвращено с других горизонтов | - | |
| Всего | 9 | |
| В том числе: | - | |
| Действующие | - | |
| Бездействующие | 3 | |
| В совоении после бурения | - | |
| В консервации | 3 | |
| Пьезометрические | - | |
| Переведены на другие горизонты | - | |
| В ожидании ликвидации | 3 | |
| Ликвидированные | - |