Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

"Система сбора и подготовки  газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения"

Введение

ООО «Уренгойгазпром» – дочернее предприятие ОАО Газпром. Располагая мощной сырьевой базой, объединение Уренгойгазпром обеспечивает более 40 процентов общего объема добычи газа в России.

Основные направления  деятельности:

– геологоразведочные работы;

– добыча углеводородного сырья, его чистка и переработка;

– научно-технические и проектные работы;

– строительство и ремонт промышленных и жилых объектов города Новый Уренгой;

– внешнеэкономические связи.

Объединению Уренгойгазпром принадлежит авторство многих технических решений, сыгравших важную роль в развитии российской газовой отрасли.

Уренгойское месторождение находится в разработке 27 лет и вступило в период падающей добычи с резким падением пластового давления.

Для обеспечения нормальной работы систем осушки газа при пониженных давлениях контакта, на Уренгойском месторождении проводились активные работы по совершенствованию сепарационного и массообменного оборудования с участием ЦКБН, ВНИИГАЗа и института ТюменНИИГипрогаз. В дипломном проекте рассмотрена модернизация абсорбера ГП–502 с внедрением в массообменную секцию регулярной пластинчатой насадки.

Основной задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а  именно: транспортировка газа от скважин  до УКПГ, сепарация газа от капельной  жидкости и механических примесей, осушка до требуемой точки росы и  компримирование для подачи в магистральный газопровод. Все это необходимо выполнять с минимальными потерями пластовой энергии, наибольшей технологической и экономической эффективностью.

1. Общие сведения о месторождении

Район находится в северной части Западносибирской низменности (рисунок 1). Административно месторождение располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области

Месторождение открыто в  июне 1966, первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июля 1966 бригадой мастера В. Полупанова. Добыча на месторождении началась в 1978.

Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого – холмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от + 18 до + 80 м.

Район находится в зоне распространения многолетнемерзлых  пород, температура которых понижается с юга на север на 1°С на 100 км. Строение многолетнемерзлых толщ - от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого - в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360 - 500 м. Температура ММП от минус 1 до минус 5°С. Температурный градиент по толще ММП (средний) – 3,8°С на 100 метров разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжение города Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развития этих таликов.

Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура  составляет минус 17 °С. Самые холодные месяцы года – декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55)°С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период – с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц – июль. Его средняя температура колеблется от 6 до 15°С, а максимальная может достигать 40°С.

Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов. До 1977 ближайшим действующим был  газопровод Медвежье – Центр, в 1978 начал действовать газопровод Уренгой–Надым, а в 1983 Уренгой – Помары – Ужгород. В южном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск.

Транспортировка нефти и  конденсата производится по продуктопроводу  Уренгой - Сургут.

Рисунок 1 – Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса (рисунок 2).

Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним  отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники, в верхней – переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюу и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений составляет 4-6 км.

Юрская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Тюменская свита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных  отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49 - 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя – аргиллитами.

Меловая система состоит  из песчано-глинистых отложений  мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща – это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ12, БУ13, БУ14 имеются углеводороды. В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ10-11.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м.

Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. Верхневартовская подсвита толщиной 231 – 424 м - переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Покурская свита (апт-альб-сеноман) – чередование алевритопесчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 – 350 м. Общая мощность отложений свиты 812 – 978 м.

Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 – 80 м.

Березовская свита – глины  монтмориллонитового состава с  прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 – 314 м.

Ганькинская свита толщиной 234 – 350 м представлена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая система  объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 – 301 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49 –95 м.

Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17 – 75 м.

Четвертичная система  представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18 – 140 м глинами, диатомитами.

Нефтегазоносность

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой.

Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м3 в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) - Северо-Уренгойской.

Фильтрационно-емкостные  параметры:

– открытая пористость 28 - 35%;

– проницаемость 0,3 мкм2 – 3,5 мкм2;

– газонасыщенность 70 - 74%;

– начальное пластовое давление 12,25 МПа;

– средняя температура залежи 31°С.

Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 – 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

С 1971 на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК18, ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ121, БУ122, БУ13, БУ14, залегающими в интервале глубин 1780 – 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 – 3500 м. Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии с «Комплексным проектом разработки» составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему (1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м3 и 6,2 млн. т. в год.

При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего  мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно-емкостных характеристик  коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особенностей сгруппированы  в четыре эксплуатационных объекта.

В пределах Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные  залежи в пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ0, БУ5, а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С2) в пластах ПК16 и БУ1-2 [2].

Залежь в пласте ПК18 залегает на глубинах 1745–1790 м и обладает максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся 7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.

Залежь плата ПК21 по площади  меньше вышезалегающей, располагается  на глубинах 1890–1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных скважин принят по данным ГИС на а.о. – 1858 м.

Небольшая залежь в пласте АУ10 залегает на глубинах 2245–2260 м. В принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт БУ0 индексировался как БУ3.

Рисунок 2 – Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ

Пласт БУ5 на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта  и залегает на глубинах 2505–2537 м.

Залежи в пластах ПК16 и БУ1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный интерес может представлять залежь в пласте БУ1-2, имеющая высоту 27 м. В пласте ПК16 поле газоносности приурочено к самой сводовой части Южного купола, высота залежи немного более 10 м.

II эксплуатационный объект  включает в себя пласты БУ80, БУ8 и БУ9. К пласту БУ8 приурочена единая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), в северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около 100 м [2].

В пределах Южного купола пласт  БУ80 не имеет четкого раздела  от нижележащего пласта БУ8. На основании  отметок газоводяного контакта при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ80 – БУ8.

При этом газоводяная зона расширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 км южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.

Залежь в пласте БУ8 также  единая в пределах всех структурных  элементов, по морфологии и характеру  распространения нефтяной оторочки аналогична вышеописанной.

К плату БУ9 приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной залежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м.

III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (БУ101, БУ102, БУ111, БУ11 2, БУ113) и пласт БУ121. Пласт БУ10 соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ101 и БУ102). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе (106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширина газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км за исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км. Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ111 приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ и вторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеет небольшую высоту (менее 20 м).

Газовая шапка нефтегазоконденсатной  залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 ґ 19 км. Нефтяная оторочка кольцевая типа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ112 поле нефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежи Южного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры 8 ґ 9 км. Газонефтяная зона узкая, шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ113 содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газовая шапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 ґ 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 км при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11, кольцевого типа.

В пласте БУ121 по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна на Северном куполе, две  в пределах ЦПЗ и самая крупная  на Южном куполе.

Максимальными запасами в  пределах пласта БУ121 обладает залежь на Южном куполе, газовая часть  которой имеет размеры 10 ґ 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типа высотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ – 1АВ от 30 до 70 м.

IV эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ122, БУ13, БУ141, БУ142. В пласте БУ122 имеются две газоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км) и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в северной части около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатная залежь имеет размеры 8 ґ 16,5 км и высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ122 заглинизирован. В плате БУ13 коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе.

Залежь на Южном куполе газоконденсатная, но на восточном  борту структуры выявлена нефтяная оторочка козырькового типа.

Газовая залежь пласта БУ13 имеет  размеры 8 ґ 18,5 км и высоту около 60 м. Горизонт БУ14 с учетом различия в газоконденсатных контактах разделен на два продуктивных пласта БУ141 и БУ142 имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением Северного купола. В пласте БУ141 имеются две газовые залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К пласту БУ142 приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗ и одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи в целом 8 ґ 19,5 км, высота около 50 м.

Таким образом, залежи продуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеют распространение в  пределах Центральной приподнятой (УКПГ – 5В и УКПГ – 2В) и Южного купола (УКПГ – 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности и газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ – 1АВ.

В разрезе Уренгойского НГКМ ниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовской толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16, БУ17.

1.5 Характеристика сырья и получаемых  продуктов

Газ сеноманской залежи 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 0,577 - 0,557, среднее – 0,563. Критические параметры: критическое давление – 4,73 МПа, среднекритическая температура – 190,5 К.

Низшая теплотворная способность 32121 - 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3. 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%;

О2 – 1,16%;

N2 – отсутс.;

Не – 0,013%;

Н2S – следы.

Содержание  углеводородного конденсата – от 0,03 до 0,05 см3/м3.

Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.

Таблица 1.1 –  Состав пластового газа

Продуктами, получаемыми на установке, являются: осушенный газ, соответствующий  ОСТ 51.40 – 93 и нестабильный конденсат  по ТУ 05751745 – 02 – 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 –  Состав нестабильного конденсата

Значение  плотностей зависит от условий отбора, температуры и давления НТС и  может меняться в пределах ±4%.

Абсолютное  содержание индивидуальных углеводородов  может меняться в пределах ±10%.

2. Текущее состояние  разработки УНГКМ

2.1 Краткая история  освоения месторождения

Уренгойское месторождение открыто в 1966 скважиной №2. На Уренгойском месторождении газонасыщенными являются верхнемеловые (сеноман) и нижнемеловые (валанжин) отложения.

Сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) введена в эксплуатацию 22 апреля 1978 по проекту, составленному в 1976 на запасы утвержденные ГКЗ СССР в 1970, в объеме 3878 млрд. м3 газа.

В 1979 ГКЗ пересмотрела запасы газа и они составили 6221 млрд. м3 газа. В связи с существенным увеличением запасов газа в 1981 составлен проект разработки сеноманской залежи УГКМ в объеме годовой добычи 250 млрд. м3 газа.

В декабре 1989 ГКЗ СССР рассмотрела  и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на 01.01.89. По разрабатываемым площадям они составили 6933 млрд. м3. Прирост запасов обусловлен увеличением на 11,5% площади газоносности (в основном по данным сейсморазведочных работ) и на 9,6% средней величины газонасыщенной толщи.

В настоящее время в  эксплуатации находятся все 15 установок  комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11, 12, 13 на Ен-Яхинской площади и УКПГ-15 на Северо-Уренгойском месторождении.

Сроки ввода УКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 проектом предусматривался выход на постоянный отбор 250 млрд. м3 газа в год с вводом в эксплуатацию 15 УКПГ. Фактически к этому времени в эксплуатации находились только 11 УКПГ (таблица 2.1).

Таблица 2.1 – Дата ввода  в эксплуатацию УКПГ по месторождению

Проектный годовой отбор  в период с 1985 по настоящее время  составлял 250 млрд. м3 газа, в том числе  по Уренгойской площади – 185 млрд. м3, по Ен-Яхинскому – 50 млрд. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению – 15 млрд. м3. В связи с отставанием ввода в разработку залежи Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча газа осуществлялась из залежи Уренгойской площади, в 1984–1988 проектный годовой отбор превышал на 22 – 64%. Повышенная годовая добыча обеспечивалась поддержанием дебита на уровне оптимального, максимальным использованием производственных мощностей УКПГ, задействованием проектного резерва эксплуатационных скважин.

2.3 Состояние разработки Ен-Яхинской площади

В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую, С. Уренгойскую и Песцовую площади. В разработке находятся Уренгойская, С. Уренгойская и Ен-Яхинская площади.

Структурная карта расположения площадки сеноманской залежи представлена на рисунке 2.1.

Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978. Проектный уровень отборов 250 млрд. м3 газа был достигнут в 1985. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения», выполненного ВНИИГазом в 1995 и утвержденного протоколом ЦКР РАО «Газпром» №3/р-96 от 5.04.96.

С начала разработки из сеноманских залежей Большого Уренгоя отобрано 4358428 млн. м3 газа, что составляет 52,8% от утвержденных запасов. Причем отбор по собственно Уренгойской площади составил 3490869 млн. м3, по Ен-Яхинской площади 636767 млн. м3, по Песцовой площади 88 млн. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению 230704 млн. м3. Согласно проекту разработки действующий фонд скважин должен был составить 1196, в том числе:

– Уренгойское месторождение – 1092 скважины;

– Уренгойская площадь – 771 скважину;

– Ен-Яхинская площадь – 321 скважину;

– Северо-Уренгойское месторождение – 104 скважины.

Фактически на 01.01.2001 в  действующем фонде 1106 скважин, что  составляет 92,5% от проектного, в том  числе:

– Уренгойское месторождение – 1014 скважин (92,9% от проекта):

– Уренгойская площадь – 759 скважин (98,4% от проекта);

– Ен-Яхинская площадь – 255 скважин (79,4% от проекта);

– Северо-Уренгойское месторождение – 92 скважины (88,5% от проекта).

Бездействующий фонд скважин  составляет 25 единиц (19 скважин на Уренгойском месторождении, 6 скважин на С.-Уренгойском). В ожидании ликвидации находятся 4 скважины: 1853, 632, 651, 13121. В консервации находятся 16 скважин. В основном это обводненные скважины в ожидании капитального ремонта.

Распределение текущих пластовых  давлений по площади характеризуется  значительной неравномерностью, что  обусловлено поэтапным вводом газосборных  пунктов и различными удельными  отборами, а также изменчивостью  коллекторских свойств пласта. Пластовые давления, близкие к начальным (12,0 – 12,2 МПа), сохранились лишь на западной периферии Песцовой площади, в районе Перичейского перешейка между Ен-Яхинской площадью и С.-Уренгойским месторождением и в районе периферии Восточного купола С.-Уренгойского месторождения. Зона минимальных пластовых давлений составляет 3,4–3,7 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ – 3–7. В южной части, в районе УКПГ-1АС среднее пластовое давление составляет 4,2 МПа. В районе УКПГ – 10, на севере Уренгойской площади пластовое давление составляет 5,0 МПа с ростом на север и достигает в районе Таб-Яхинского участка 8–8,5 МПа.

На Ен-Яхинской площади минимальное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет 4,1ч4,5 МПа, максимальное на периферии – 10 МПа.

Пластовые давления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ч 6,0 МПа

Темп подъема ГВК сохраняется  прежний. Формирование поверхности  ГВК определяется отборами газа по отдельным зонам и составом пород  в приконтактной зоне. Максимальный подъем контакта от начального до 69 м зафиксирован в районе куста 15 УКПГ-1. На Ен-Яхинской площади максимальный подъем ГВК составляет 30ч32 м. На С.-Уренгойском месторождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ч 40 м. Из действующего фонда 207 скважин работает с примесью пластовой воды различной минерализации, простаивает 38 обводненных скважин (из них 12 на Ен–Яхинской площади, 10 на С.–Уренгойском месторождении).

Рисунок 2.1 – Карта расположения площадей Уренгойского НГКМ

Одним из прогрессирующих  осложнений на месторождении является разрушение коллектора и усиление выноса мех. примесей, образование песчаных пробок на забое. Зафиксировано перекрытие пробками частично или полностью интервалов перфорации более чем в 100 скважинах.

Отбор газа в целом по месторождению  ниже проектного на 16,46 млрд. м3, что  связано как с поздним вводом ДКС II очереди на УКПГ-2, 11, 13, так и  наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с выносом  пластовой воды и механических примесей, причем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние  четыре года увеличилось в 6,6 раза.

Сеноманская залежь Песцовой площади сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа, температура 34оС. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с отметками от минус 1185 м на юго-западе до минус 1200 м на северо-востоке залежи.

Разработка Ен-Яхинского месторождения происходит в условиях проявления водонапорного режима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1.

Наибольший подъем ГВК  наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, 2, 8 и составляет 2,0 – 2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площади варьирует в пределах от 1,0 до 1,9 м/год. В зоне эксплуатационных скважин Ен-Яхинской площади подъем ГВК составляет 1,1–1,4 м/год. За прошедшие десять лет эксплуатации подъем ГВК по зонам УКПГ Уренгойской площади увеличился от 1,3 до 1,8 раза, по Ен-Яхинской до 5,5 раз. В связи с тем, что глубина депрессионной воронки по зонам УКПГ на Ен-Яхинской площади, достигает 1,72 МПа, темп подъема ГВК на единицу падения пластового давления по зоне расположения эксплуатационных скважин в два раза превышает темп подъема ГВК периферийной зоны. По Уренгойской площади этот показатель варьирует в пределах 1,2ч1,6 раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.