В разработке залежи и подготовке газа участвуют 15 УКПГ. Наибольшие отборы приурочены к южной части месторождения, разрабатываемого с 1978 г. Максимальное расчетное число скважин принято в 1204 единицы, одинаковое для всех вариантов. Темпы разработки месторождения регламентируются ДКС, оборудованными агрегатами ГПАЦ 16/76 мощностью до 12 МВт.
В процессе разработки месторождения запасы газа уточняются пока в сторону увеличения. Вслед за увеличением запасов наращивается уровень годовой добычи газа, что нуждается в технико-экономическом обосновании по методологии нового поколения.
Средняя глубина эксплуатационных скважин на сеноманской залежи составила 1240-1250 м. Тяжелые климатические условия региона и специфика строительства скважин, успех которого зависит от оснащения буровых предприятий базами производственного обслуживания, отразились на способе разбуривания месторождения и обусловили выход на почти полное расчетное число скважин. Скважины разбуривались кустами.
Чтобы обеспечить надежность скважин, простаивающих какое-то время в ожидании подключения, институтами ВНИИгаз и Тю-менНИИГИПРОгаз были выполнены специальные исследования, обеспечившие надежность конструкций скважин Уренгойского
^ри подготовке
параграфа использованы расчеты Л.Э. Махно, которой авторы приносят свою
благодарность
189
месторождения в условиях оттаивания и обратного промерзания многолетнемерзлых пород, предотвративших нарушение и смятие обсадных колонн. Исходя из условия обеспечения надежности скважин как долговременного сооружения и наиболее активной части основных фондов, была разработана трехколонная конструкция, предусматривающая спуск и цементирование 426-мм удлиненного направления на глубину до 220 м, 324-мм кондуктора - до 550 м, 219-мм эксплуатационной колонны - на 1200 м. Внедрение указанной конструкции, как отмечал С.А. Оруджев, позволило предотвратить осложнения как в процессе бурения, ожидания подключения, так и при эксплуатации скважин.
Учитывая, что начальное пластовое давление в сеноманской залежи относительно низкое, бескомпрессорный период эксплуатации (после отбора около 30% от начальных запасов газа) заканчивается. В дальнейшем месторождение будет эксплуатироваться при постоянном числе скважин и меняющейся мощности головных ДКС при каждом УДПГ, увязанных с давлением и производительностью системы магистрального транспорта.
Особенностью разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения являемся то, что продуктивность скважин по всей площади газоносности оказалась неодинаковой. В связи с этим оно при проектировании разработки разбито на объекты с примерно равными геолого-техническими параметрами 15 УКПГ и подключенными через ДКС к общему коллектору.
В начальный период разработки месторождения имело место ускоренное повышение годовых отборов газа, что обеспечивалось высокими дебитами эксплуатационных скважин, превышающими расчетное значение (1 млн.м3/сут) в 1,5-2,5 раза. Это привело к некоторому рассогласованию работы системы. Так, в связи с отставанием обустройства для своевременного и последовательного ввода в эксплуатацию всех УКПГ, чтобы обеспечить высокий уровень годовой добычи, отборы газа и суточные дебиты скважин принимали в повышенном размере с тех объектов, которые были введены в эксплуатацию в первую очередь и отличались большей продуктивностью. Такая система разработки привела к ускоренному падению давления на отдельных зонах и необходимости досрочного ввода в эксплуатацию ДКС, без которых невозможна подача газа в общий коллектор, рассчитанный на транспорт газа определенного давления.
Отмеченная ситуация была подтверждена в Коррективах к проекту разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения, разработанных ВНИИгазом совместно с ТюменНИИ-ГИПРОгазом в 1985 г. В сложившихся условиях и с учетом увеличения начальных запасов до 7422 млрд. м* для дораз-работки месторождения Уренгойским филиалом ТюмёнНИИГИПРО-газа были подготовлены для экономической оценки шесть вариантов газодинамических расчетов по доразработке место-
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.