Геолого-промысловая характеристика Уренгойского месторождения, страница 2

Скважина может быть наклонной /в случае бурения скважин на кусту при малой мощности пластов (примечание: с 1990 года введена безпакерная схема, направление также убрано из конструкции)

Типовая конструкция скважины на Ен-Яхинской и Северно Уренгой­ской площади:

- кондуктор 245мм;

- э/колонна  168,

-НКТ 89-101мм.

(глубины те же).        

В проекте принято кустовое расположение скважин с количеством скважин в кусте 2-5, в зависимости от толщины пласта. И дифференциро­ванная система вскрытия - наибольшая нагрузка на верхнюю часть разреза, и вскрытие низов всего одной скважиной. Большинство скважин с НКТ спу­щенным до низа перфорированного интервала и в одной скважине куста с полным вскрытием разреза до кровли, с целью контроля отработки геофизи­ческими методами.

1.3 Химический состав газа и конденсата

Газ    сеноманской    залежи    Уренгойского    месторождения    по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. Он 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  колеблется от 0,557 до 0,563. Критические параметры:

-среднекритическое давление-4,73 МПА;

-среднекритическая температура-190,50 К;

низшая теплотворая способность-7648-7972 ккал/м3 (в среднем-7883 ккал).

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; N2-l,16; Не+е- 0,013; Ar,Kr+Xe-0,023; H2S-следы.

Данные по составу сеноманского газа Уренгойского месторождения были дополнены сведениями о наличии в нем углеводородного конденсата; выход кондднсата-0,03-0,05 см3 /м3 .

По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-49), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному дляэксплуатации при температуре воздуха ниже минус 30 С. Однако, в результате большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов метановое число его невелико -и равно 36, что несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизельное топливо..

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Оценка режима работы месторождения

Под режимом газового месторождения понимается проявление движущих сил в пласте, обеспечивающих приток газа к забоям скважин. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный. Исходя из этого, ведутся проектирование, контроль и анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Однако, как показывает практика разработки  месторождений, проявление газового режима в “чистом”  виде и полное замещение отбираемого газа водой наблюдаются весьма редко. Типичным является режим, при котором происходит частичное замещение добываемого газа водой с той или иной интенсивностью, называемый упруго-водонапорным режимом, несмотря на то, что доминирующей формой пластовой энергии остается потенциальная энергия самого газа.

Прогнозировать возможные режимы газовых залежей, тем более оценивать интенсивность вторжения контурных или подошвенных вод в них, до начала разработки весьма затруднительно. В связи с этим проектирование разработки месторождений приходится осуществлять на случай возможного проявления газового или упруго-водонапорного режима, считая при этом, что реальные технологические показатели будут находиться в области этих расчетных показателей. В дальнейшем прогнозные показатели уточняются по результатам кратковременной опытно-промышленной эксплуатации.

Определить режим работы залежи можно, во-первых, по графику зависимости приведенное давление - суммарный отбор газа. Теоретически прямолинейность этой связи соответствует газовому режиму. В реальных условиях ее искривление может определяться неравномерностью дренирования залежи, подключением невскрытых продуктивных объектов, вторжением воды, изменением порового объема залежи по другим причинам. Графические зависимости P/Z (Q) обычно строятся для замкнутых объемов, но для оценки начальных запасов газа по зонам УКПГ строятся эти зависимости и для каждого УКПГ.