Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа №1999_11

ОБУСТРОЙСТВО НОВО- И ВОСТОЧНО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Д.В. Татарников (ЗАО "Роспан Интернешнл")

В 1996 г. ЗАО "Роспан Интернешнл" приступило к обустройству Ново- и Восточно-Уренгойского месторождений в соответствии с Проектом опытно-промышленной эксплуатации этих месторождений, разработанным ТюменНИИгипрогазом и утвержденным руководством ОАО "Газпром".

За истекшие 4 года на обоих месторождениях подготовлено 37 площадок для кустового бурения скважин, сооружено 128 км промысловых дорог к промышленным объектам и скважинам, построено 4 автомобильных моста, проложено 37 км газосборных шлейфов, подключено к промысловой системе газосбора 12 скважин.

Для обеспечения электроэнергией газовых промыслов и бурения скважин построено 7 электростанций типа ПАЭС-2500 общей мощностью 17,5 МВт, а также 105 км линий электропередачи.

В короткие сроки сооружены 2 установки комплексной подготовки газа (УКПГ) общей мощностью 1,6 млрд м³/год и 2 внешних газопровода до промысловой системы газопроводов ОАО "Уренгойгазпром" общей протяженностью

км, в том числе 12,9 км – с Ново-Уренгойского месторождения и км – с Восточно-Уренгойского. Принимаются меры по доведению мощности указанных УКПГ до 5 млн м³/ сут, для чего необходимо на каждой из них дополнительно смонтировать сепаратор, теплообменник и разделитель.

На Ново-Уренгойском месторождении завершается строительство внешнего конденсатопровода протяженностью 20,5 км. Линейная часть конденсатопровода продута, испытана на прочность и плотность, осталось построить насосную перекачки конденсата и коммерческий узел учета конденсата. На Восточно-Уренгойском месторождении из 24-км внешнего конденсатопровода сварено в нитку 16,5 км труб.

Следует особо подчеркнуть, что дальнейшие работы по расширению УКПГ и строительству конденсатопроводов приостановлены из-за отсутствия денежных средств и проектно-сметной документации.

По состоянию на 01.10.99 г. с начала обустройства месторождений освоено капитальных вложений на сумму 867,6 млн р., в том числе 417,1 млн р. – по Ново-Уренгойскому и 450,5 млн р. – по Восточно-Уренгойскому. В незавершенном строительстве числятся по обоим месторождениям 712,4 млн р.

Заранее подготовленные площадки для кустового бурения и проложенные промысловые дороги позволили пробурить 67110 м горных пород и закончить строительство 12 скважин, в том числе 26141 м и 5 скважин – на Ново-Уренгойском месторождении и 40969 м и 7 скважин – на Восточно-Уренгойском. Кроме того, выведено из консервации 8 скважин, в том числе 6 – на Ново-Уренгойском месторождении и 2 – на Восточно-Уренгойском.

Необходимо отметить, что в целях увеличения продуктивности газовых скважин пробурены 4 наклонно направленные скважины – по 2 на каждом месторождении.

Бурение глубоких скважин на ачимовские отложения в значительной мере сдерживалось острым дефицитом денежных средств. В настоящее время из-за отсутствия финансирования в простое находятся 4 скважины (1-13-04, 2-21-02, 2-25-01, 2-23-02), на окончание бурения которых требуется 12,5 млн дол. Эти скважины могут быть закончены строительством в течение 2,5-6,0 мес после начала финансирования.

ЗАО "Роспан Интернешнл" приступило к опытно-промышленной эксплуатации ачимовских отложений в октябре 1996 г. с вводом в действие из консервации скв. 440 на Ново-Уренгойском месторождении.

По состоянию на 01.11.99 г. эксплуатационный фонд скважин на обоих месторождениях составляет 18 ед., в том числе 10 – на Ново-Уренгойском месторождении и 8 – на Восточно-Уренгойском. В действующем фонде находятся 10 скважин, или 55,5 %. В освоении после бурения и расконсервации числятся 3 скважины (443, 1-12-01 и 2-05-02). В ожидании строительства шлейфов и обвязки простаивают 4 скважины (400, 449, 452, 800). В одной из скважин (463) отмечаются осложнения, проявленные в межколонном пространстве, что требует капитального ремонта.

Анализ опытно-промышленной эксплуатации скважин показывает, что, несмотря на длительность их опробования, пластовые давления, дебиты газа и конденсата, конденсатные факторы уменьшились незначительно. Так, в настоящее время пластовые давления в скважинах, вскрывших продуктивный горизонт Ач_3-4 на Ново-Уренгойском месторождении, колеблются в пределах 51,06-55,87 МПа, а на Восточно-Уренгойском - 56,97-63,11 МПа. Например, исследовательскими работами установлено, что в скв. 440 Ново-Уренгойского месторождения после 3 лет эксплуатации пластовое давление упало с 57,76 до 51,65 МПа, или на 6,11 МПа (при неполном восстановлении давления, КВД – 12 сут). На скв. 443 этого же месторождения за один год эксплуатации пластовое давление упало с 55,43 до 51,06 МПа, или на 4,37 МПа.

В целях интенсификации добычи газа и конденсата силами фирм "Юганскфракмастер" и "Шлюмберже" в 8 скважинах был проведен гидроразрыв пласта, в результате чего дебиты скважин при неизменных штуцерах увеличились в 2-5 раз. Так, на скв. 807 Восточно-Уренгойского месторождения после гидроразрыва пласта дебит газа при 8-мм штуцере увеличился в 2 раза и составил 368 тыс. м³/сут. На разведочной скв. 449 дебит газа после гидроразрыва пласта при 8-мм штуцере увеличился с 70 до 244 тыс. м³/сут.

Особенно эффективно вскрытие продуктивных пластов наклонно направленными скважинами в сочетании с проведением гидроразрыва пласта. Например, в наклонно направленной скв. 1-13-02 на Ново-Уренгойском месторождении после гидроразрыва пласта дебит газа увеличился с 149 до 714 тыс. м³/сут. При этом дебит конденсата вырос с 27 до 185 т/сут.

В связи с высокой эффективностью гидроразрыва пласта эти работы будут продолжены, причем они будут осуществляться силами фирмы "Шлюмберже", обладающей наиболее совершенной технологией проведения работ. Важно отметить и то, что работы по опытно-промышленной эксплуатации скважин и бурению новых разведочных скважин не только подтвердили надежность ранее подсчитанных запасов газа и конденсата в ачимовских отложениях Ново- и Восточно-Уренгойского месторождений, но и позволили на этих месторождениях прирастить для вовлечения в разработку новые высокопродуктивные площади.

Так, пробуренные в южной части Восточно-Уренгойского месторождения скв. 800 и 801 и в южной части Ново-Уренгойского месторождения скв. 1-13-02, 463, а также разведочная скв. 449, введенная в действие из консервации в юго-западной части этого месторождения, дали значительные притоки газа.

Все это указывает на более высокий потенциал месторождений и возможность обеспечения отборов газа до 15-20 млрд м³/год и конденсата до 4,0-4,5 млн т/год.

В ходе опытно-промышленной эксплуатации ачимовских отложений по состоянию на 01.11.99 г. добыто 803,4 млн м³ природного газа и 343,5 тыс. т газового конденсата, в том числе 558,6 млн м³ и 165,3 тыс. т – на Ново-Уренгойском месторождении и 244,8 млн м³ и 178.4 тыс. т – на Восточно-Уренгойском.

Можно отметить, что только за январь-октябрь 1999 г. на обоих месторождениях было добыто 609 млн м³ природного газа и 177.5 тыс. т газового конденсата.

Следует сказать, что подготовка газа на УКПГ соответствует требованиям ОАО "Газпром": содержание конденсата в товарном газе не превышает 1,5-2,0 г на 1 м³ газа.

И в заключение подчеркнем, что опытно-промышленную эксплуатацию ачимовских отложений на Ново- и Восточно-Уренгойском месторождениях следует проводить в тесном взаимодействии с научно-исследовательскими институтами. Для резкого ускорения ввода в промышленную разработку данных отложений на остальной территории Ямало-Ненецкого автономного округа целесообразно привлечь ОАО "Уренгойгазпром" и ОАО "Газпром".

В соответствии с Проектом опытно-промышленной эксплуатации ачимовской толщи Ново- и Восточно-Уренгойского месторождений предлагаются следующие прогнозные показатели объемов добычи газа и конденсата, а также планируемые объемы капитальных вложений на период до 2010 г. (таблица).

Показатели	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	Итого
Добыча:
газа, млрд м³	1,44	2,94	5,11	8,01	8,6	9,2	9,18	9,01	8,33	7,94	7,69	7,63	85,08
конденсата, млн т	0,36	0,987	1,629	2,27	2,286	2,42	2,319	2,163	1,874	1,646	1,489	1,414	20,857
Капитальные вложения, млн дол. США	43,0	312,48	143,64	177,76	124,59	91,46	68,88	47,81	52,87	42,26	64,88	41,77	1211,4

Примечание. Капитальные вложения с 2000 по 2010 г. в ценах 1996 г. на момент составления Проекта.