Месторождение было обустроено на объем добычи газа 45 млрд. нм3/год. С 1974 по 1979 г. месторождение эксплуатировалось в режиме нарастающей добычи. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1979 г. и составлял 48,7 млрд. м3. Уровень добычи поддерживался вплоть до 1985 г. С 1985 г. на месторождении наступил период падающей добычи.
Добыча газа за последние 15 лет значительно снизилась и составила в 1999 г. ~ 25 млрд. м3.
За это время на месторождении введено две ГДКС: ДКС-1 для УКПГ-7, 8, 9, 10 и ДКС-2 для УКПГ-1, 2, 3, 6, 12.
Поздняя стадия разработки ОНГКМ в режиме падающей добычи, как и большинства других месторождений, характеризуется следующими факторами и сопровождается следующими осложнениями:
износом (физическим и моральным) технологического, электрического и другого оборудования, средств К и А, трубопроводов и арматуры;
значительным снижением пластового давления - более чем в 2 раза по сравнению с первоначальным и неравномерным его падением. Текущее пластовое давление колеблется и составляет: максимальное - 12,6 МПа по зоне УКПГ-15 и минимальное - 6,6 МПа по зоне УКПГ-6. Устьевые давления скважин снизились по боль-
55
щей части УКПГдо 3,4-3,0 МПа. По УКПГ-14, 15 устьевые давления несколько выше - до 6,6-6,0 МПа;
значительной обводненностью залежи. По данным на 1999 г. 17,2 % скважин обводнены. Суточная добыча пластовой воды по залежи максимально составляла в 1999 г. 3570 м3. Содержание воды в продукции скважин достигает 200 и более г/м3. В начальные периоды эксплуатации содержание пластовой воды в добываемом газе не превышало 5 г/м3;
снижением дебитов эксплуатационных скважин с 700 тыс. м3/сут в начальный период эксплуатации до 121 тыс. м3/сут в настоящее время;
снижением содержания конденсата С5+в в добываемом флюиде - в среднем почти в 3 раза по сравнению с первоначальным. Текущее содержание С5+в не превышает 28 г/м3.
Наряду с общими проблемами имеют место специфические для ОНГКМ проблемы, которые состоят в следующем:
повысилась агрессивность добываемого пластового флюида, вследствие увеличения выноса высокоминерализованной пластовой воды, действие которой в сочетании с действием сероводорода и углекислоты значительно усиливает коррозионные процессы в оборудовании и трубопроводах;
в пластовом флюиде наблюдается постоянное увеличение содержания асфальто-смолистых веществ (АСВ) в газе и конденсате вследствие "подтягивания" нефти из нефтяных оторочек газокон-денсатной залежи, что приводит к отложениям АСВ в аппаратах УКПГ, УРМ, компрессорных агрегатах ДКС и трубопроводах и образованию стойких трудноразрушимых эмульсий.
Кроме того, за время эксплуатации месторождения (более 25 лет) изменились в значительной степени противопожарные нормы, требования к безопасности объектов, требования к факельным системам и т.д.
Таким образом, необходимость технического перевооружения объектов Оренбургского промысла в режимах снижения пластового давления и падающей добычи, избирательного обводнения залежи, изменения состава пластового флюида и в условиях высокой коррозионной активности сред является актуальной и необходимой.
56
Техническое состояние оборудования объектов промысла
Началу проектирования предшествовало глубокое изучение состояния объектов ОНГКМ, в результате которого было установлено следующее:
Система сбора газа: скважины, шлейфы находятся в удовлетворительном состоянии. Постоянное применение ингибиторов коррозии в процессе эксплуатации, падение пластового давления обеспечивают поддержание этих элементов в нормальном состоянии.
Что касается оборудования установок комплексной подготовки газа, то, в связи с длительным сроком эксплуатации, технологическое оборудование устарело физически и морально и не обеспечивает эффективной подготовки газа и конденсата в условиях изменения параметров пласта и состава пластового флюида.
Об этом свидетельствует и обследование технического состояния оборудования промысла, проведенное межведомственной комиссией ОАО "Газпром" в 1995 г.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.