Особенности разработки Заполярного месторождения

Заполярное месторождение открыто в 1965 г. в южной части Тазовского района Ямало-ненецкого автономного округа Тюменской области, в 180 км к востоку от Уренгойского месторождения. Лицензия на добычу углеводородов из пластов сеноманских и неокомских отложений и геологическое изучение недр Заполярного месторождения принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» (лицензия СЛХ № 02083 НЭ от 21.05.2008, срок действия 20 лет). На данной стадии изученности в разрезе месторождения выявлены два продуктивных комплекса: турон-сеноманский газовый в отложениях верхнего мела и нефтегазоконденсатные залежи в нижнемеловых отложениях. По состоянию на 01.01.2012 общий фонд сеноманских газовых скважин Заполярного НГКМ составил 527 единиц, в том числе 482 эксплуатационных, 37 наблюдательных и восемь поглощающих [1]. Кроме того, в 2011 г. введены в эксплуатацию 32 сеноманские скважины: УКПГ-1С 18 скважин; УКПГ-2С 12 скважин; УКПГ-3С две скважины.

Ожидают подключения шесть скважин на УКПГ-3С. Закончены бурением четыре скважины на УКПГ-3С.

Из 482 эксплуатационных скважин 476 сеноманских газовых скважин эксплуатационного фонда по состоянию на 01.01.2012 г. являются действующими.

Анализируя техническое состояние эксплуатационных скважин, на ряде скважин отмечено наличие межколонных газопроявлений. Обследования межколонного пространства всего фонда скважин в 2011 г. проводились ежеквартально.

В связи с незначительным подъемом ГВК и наличием песчанно-жидкостных пробок, не снижающих дебит скважин, работы по изоляции пластовых вод и удалению ПГП в настоящее время можно не проводить. Однако из-за достаточно высоких отборов газа из центральной части залежи, сложенной высокопрони- цаемыми коллекторами с хорошими ФЕС, возможно подтягивание конуса пластовых вод к скважинам, расположенным в центральной части месторождения в ближайшем будущем, что повлечет за собой работы по гидрофобизации продукции этих скважин, либо по ликвидации обводнения скважин.

Одновременно с поступлением воды к забоям высока вероятность увеличения скорости образования ПГП и увеличения их толщины, что приведет к снижению дебитов.

В статье рассмотрены несколько вариантов дальнейшего развития разработки месторождения.

Варианты предполагают осуществлять разработку месторождения существующим на данный момент эксплуатационным фондом, с дальнейшем вводом в эксплуатацию, согласно проекту, трех скважин - к концу 1 квартала 2012 г., девяти скважин - к концу 2 квартала 2012 г.

Вариант 1 предполагает для поддержания необходимого давления на входе в цех осушки газа и минимального давления на входе в ЦДКС ввод газоперекачивающих агрегатов ДКС 1-3 без модернизации абсорберов.

Вариант 2 предполагает ввод газоперекачивающих агрегатов ДКС 1-3 с модернизацией абсорберов УКПГ-1С.

Анализ технологического состояния УКПГ и эффективности работы системы подготовки газа на Заполярном НГКМ позволил сделать следующие выводы:

• 1)    средние расходы газа по отдельным абсорберам составляли 470-490 тыс. м³/ч. Подача регенерированного абсорбента (диэтиленгликоля) осуществляется на распределительную тарелку в верхней части массообменной части абсорбера в объеме до 2500 л/ч. Концентрация регенерированного абсорбента составляет 9798,5 % масс. Регенерация абсорбента ведется при вакууме 40-69 кПа и температуре в огневом испарителе 155-165 °С. Содержание метанола в рефлексе прежде составляло до 50-60 %, а сейчас снизилось до 40-45 %;

• 2)    содержание воды и метанола при низкой температуре сепарации и удовлетворительной работе входной сепарационной ступени относительно мало, а система регенерации абсорбента работает в атмосферном режиме или при небольшом вакууме, поэтому превышения допустимых линейных скоростей паров в колонне регенерации не ожидается. Установка регенерации гликоля имеет достаточный запас мощности по производительности и с повышением нагрузки при увеличении расхода газа до 120 млн. м³/сут должна справиться. В качестве дополнительной меры при повышении исходного влагосодержания газа (при снижении давления на входе УКПГ) возможно использование резервной установки регенерации гликоля;

Выводы:

• -    дальнейшая эксплуатация сеноманской залежи Заполярного месторождения рекомендуется по варианту 2, предусматривающему модернизацию абсорберов на УКПГ-1С в период 2013-2014 гг., что позволит увеличить их пропускную способность;

• -    своевременная модернизация УКПГ-1С позволит ввести в эксплуатацию ДКС 1 позднее на один год и уменьшить её установленную мощность;