лади Ен-Яхінской площі і Північно-Уренгойського родовища основна видобуток газу здійснювалася з покладу Уренгойського площі - в 1984 - 1988 роках проектний річний відбір перевищував на 22 - 64%. Підвищена річний видобуток забезпечувалася підтриманням дебіту на рівні оптимального, максимальним використанням виробничих потужностей УКПГ, задіянням проектного резерву експлуатаційних свердловин.
3.2 Основні проектні рішення по розробці Уренгойського газоконденсатного родовища
У розрізі Уренгойського родовища виявлено дві продуктивних комплексу значно відрізняються між собою щодо геолого-промисловим характеристикам: сеноманский і нижнемеловой.
Сеноманський газоносний комплекс залягає на глибинах 1000-1200 метрів і представлений єдиної газової покладом, яка введена в промислову експлуатацію в 1978 році на максимальний відбір видобутку газу 250 млрд. м3 на рік. Характерною особливістю сеноманской поклади є наявність значних запасів газу, переважно, метанового складу з украй низьким вмістом важких вуглеводнів.
ніжнемеловоє нафтогазоносний комплекс залягає на глибинах 1750-3650 метрів і характеризується Багатопластова, наявністю в розрізі значної кількості газоконденсатних і нафтогазоконденсатних покладів, низькими фільтраційно-ємнісними характеристиками колекторів, відносно високим початковим вмістом важких вуглеводнів у пластовому газі та іншими особливостями.
Промислова розробка газоконденсатних покладів нижнемелового продуктивного комплексу Уренгойського родовища розпочато в січні 1985 року (см.табл.1.1) на підставі Проекту комплексної розробки ... 1979 року і Доповненнями ... до нього (1982 рік) передбачає первинний максимальний річний відбір газу в обсязі 30 млрд. м3 та 6.2 млн. тон на рік конденсату.
У процесі подальшої експлуатації родовища уточнювалися газоконденсатна і продуктивна характеристика свердловин, а так само запаси газу, конденсату та нафти. У результаті в 1988 році ВНИИГАЗа і ТюменНІІГІПРогазом були складені Корективи проекту розробки передбачають збільшення відбору газу з нижньокрейдових відкладень до 40,6 млрд. М3 в 1990 році з одночасним обмеженням видобутку газу і конденсату з об'єктів, що містять нафтові облямівки.
У 1989 році ДКЗ СРСР перезатвердила геологічні запаси газу і конденсату за розробленими об'єктам нижньокрейдових відкладень в обсягах відповідно 1647700000000. м3 газу і 291 300 000. тонн конденсату.
Зважаючи на складність будови об'єктів видобутку вуглеводневої сировини з початку експлуатації в 1995 році перезатверджуватися запаси газу, конденсату та нафти і тричі (у 1986, 1988 і 1991 року) здійснювалося проектування розробки покладів в процесі якого обґрунтовувалася стратегія їх освоєння для даного етапу, уточнювалися рівні видобутку товарної продукції і технологічні показники розробки газоконденсатних покладів і нафтових оторочек на подальшу перспективу.
У 1995 році закінчився термін дії виконаного ВНИИГАЗа і ТюменНІІГіпрогазом в 1991 році Комплексного проекту розробки нижньокрейдових покладів Уренгойського родовища, у зв'язку з чим виникла необхідність в складанні нового проектного документа. Однак, зважаючи затримки з перерахунком і перезатвердження запасів вуглеводнів, термін складання уточненого проекту розробки перенесений на 1996 рік, а основою для планування видобутку газу, конденсату і нафти з нижнемелового продуктивного комплексу на 1996 рік з'явилися Основні рішення та технологічні показники розробки газоконденсатних покладів і нафтових оторочек на 1996-1997 роки виконані ТюменНІІГіпрогазом.
У вищезгаданому проектному документі на основі аналізу поточного стану експлуатації покладів і з урахуванням уточнених запасів вуглеводневої сировини, відображена стратегія подальшої розробки газоконденсатних покладів і нафтових оторочек, а також залучення запасів вуглеводневої сировини в покладах охоплених розробкою і представлені основні показники видобутку газу, конденсату та нафти на період до 2025 року. Попередні результати даного проекту були розглянуті на Комісії з розробки родовищ і ПСГ РАО Газпром (протокол № 13-Р/96 від 17.05.96 року).
В даний час в роботі знаходяться чотири УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) загальною продуктивністю 30 млрд. м3 по газу сепарації і 6,0 млн. тонн по нестабільного конденсату. У 1995 році виконано розширення УКПГ - 8В, де додатково змонтована технологічна нитка низькотемпературної абсорбції (НТА), продуктивністю 5 млн. М3 на добу по газу сепарації.
Загальний фонд свердловин на 01.01.99 рік досяг 600 одиниць, експлуатаційний фонд складає 399 свердловин. Поточні пластові тиску в зонах відбору газу знизилися на 10,0 МПа і більше від початкових (табл. 3.1). Мінімальні значення поточного пластового тиску спостерігаютьс...
