Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 59

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.