На период постоянной добычи были приняты дебиты, в несколько раз превышающие ранее полученные на газовых промыслах страны. Как показали технико-экономические расчеты, оптимальные рабочие дебиты (по Уренгойской площади - 1000 м3/сут, Ен-Яхинской - 700, Северо-Уренгойскому месторождению - 500) при резерве эксплуатационных скважин 20 % позволяют обеспечивать надежное газоснабжение в течение длительного периода.
Контроль за разработкой предусматривалось осуществлять с помощью специально пробуренных или переоборудованных из разведочного фонда наблюдательных скважин. При разбуривании УКПГ сначала рекомендовалось бурить опережающие наблюдательные скважины с целью уточнения геологического строения месторождения в этой зоне и корректировки расположения УКПГ и скважин; затем бурятся эксплуатационные кусты. Окончание бурения проектных наблюдательных скважин намечалось осуществить к 1985 г. - году выхода на постоянный отбор при полном обустройстве промысла. Однако рекомендации об опережающем бурении одиночных и осо136
бенно периферийных наблюдательных скважин в дальнейшем реализованы не были.
Подготовка газа должна осуществляться на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) повышенной производительности (15 установок, в том числе одиннадцать УКПГ на Уренгойской площади, три УКПГ на Ен-Яхинской площади, одна на Северо-Уренгойском месторождении).
Дожимные компрессорные станции располагаются перед каж-дой УКПГ с оптимальным рабочим давлением 75 кгс/см ; ввод ДКС планировался с 1986 г.
В процессе эксплуатации сеноманской залежи Уренгойского месторождения проводилась корректировка проектных показателей в связи с пересчетом запасов газа и в соответствии с фактическим состоянием разработки и обустройства,
Основные причины отступлений от проектных решений - отставание сроков ввода УКПГ, бурения и подключения скважин, строительства ДКС, необеспеченность добывных возможностей транспортной системой магистральных газопроводов.
Так, из-за отставания ввода в разработку Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча в 1984-88гг. осуществлялась из Уренгойской площади, годовой отбор по которой практически соответствовал проектному годовому отбору из всей залежи Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений. В связи с этим рабочие дебиты в этот период превышали проектные на 30-60 %, но находились в предалах допустимого.
Повышенная годовая добыча обеспечивалась максимальным использованием производительных мощностей УКПГ, задействованием резерва эксплуатационных скважин.
Отставание сроков ввода в эксплуатацию УКПГ и необходимость получения дополнительной добычи газа из действующих потребовало модернизации абсорберов технологических линий с целью увеличения их производительности. Фактическая производительность УКПГ в этот период превышала проектную на 30-50 %.
По проекту Уренгойское месторождение вступало в компрессорный период эксплуатации с 1986 г. Однако сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации
137
УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения.
Запасы газа по мере расширения изученности залежи оценивались объемным методом Главтюменьгеологией и четырежды утверждались ГКЗ СССР: 1967 г - по южной части Уренгойской площади; 1970 г. - по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям; 1979 г. - по всей залежи месторождения, включая Песцовую площадь (увеличены на 61 %, в том числе по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям на 50 %); 1989 г. - по всей залежи, включая Песцовую площадь (увеличены по разрабатываемым площадям ~ на 20 % к подсчету 1979 г).
ВНИИГАЗ отмечал нецелесообразность переутверждения запасов в 1989 г. вследствие недостаточной обоснованности изменений в подсчетных параметрах, отсугствия данных бурения в зонах переинтерпретации геофизических материалов по Ен-Яхинской площади и других причин.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.