 |
1.3 Сведения о запасах нефти и газа
|
|
|
|
1. 3 Сведения о запасах нефти и газа
После оперативного подсчета запасов 2010 г. (протокол ФАН № 18/626-пр от 22. 10. 2010), проведенного в рамках выполнения работ по ЕТСР, на Уренгойском месторождении выполнены следующие работы по подсчету запасов:
- по результатам бурения и испытания двух разведочных скв. 20 и 23 Уренгойских (Самбургский л. у. ) в 2012 г. выполнен оперативный пересчет запасов по пластам Ач3, Ач4, Ач52-3 Уренгойского НГКМ по результатам которого уточнена геологическая модель залежей рассматриваемых пластов, положение флюидальных контактов, подсчетные параметры и запасы нефти, газа и конденсата (протокол ФАН № 18/72-пр от 08. 02. 2013). В пределах Уренгойского л. у. запасы газа и конденсата категорий С1 и С2 увеличились за счет изменения модели залежи пласта Ач52-3 и уточнения площади газоносности, а запасы нефти полностью отнесены к категории С2 и уменьшились за счет сокращения площади нефтяной оторочки и средней нефтенасыщенной толщины;
- в пределах лицензионных территорий ОАО «АРКТИКГАЗ» по результатам бурения и испытания четырех новых разведочных скв. 25, 30, 31, 41 и десяти эксплуатационных скважин на Самбургском л. у., разведочной скв. 81 на Ево-Яхинском л. у. в 2013 г. выполнен оперативный пересчет запасов по пластам Ач3, Ач4, Ач52-3, Ач61 Уренгойского НГКМ по результатам которого уточнена геологическая модель залежей рассматриваемых пластов, положение флюидальных контактов, подсчетные параметры и запасы нефти, газа и конденсата (протокол ФАН № 18/93-пр. от 06. 02. 2014).
На Уренгойском л. у. внесены изменения в геологическую модель пласта Ач52-3 – залежь нефти в районе скв. 737 Уренгойской отделена от основной залежи предполагаемой линией глинизации. Запасы газа и конденсата категории С1 увеличились за счет уточнения модели залежи и увеличения средней газонасыщенной толщины, по категории С2 сократились за счет уменьшения объема газонасыщенных пород. Запасы нефти категории С2 уменьшились за счет сокращения площади и объемов нефтесодержащих пород.
|
|
|
На Госбаланс РФ по состоянию на 01. 01. 2015 также внесены следующие изменения:
- по пластам Ач60-2, Ач61 Уренгойского НГКМ согласно протоколу ФАН № 18/569-пр от 08. 10. 2014 по результатам оперативного подсчёта запасов, на Уренгойском л. у. по пласту Ач60-2 часть запасов газа и конденсата переведена в категорию С1 из категории С2;
- по пластам Ач3, Ач4, Ач51, Ач52-3 Уренгойского НГКМ согласно протоколу ФАН № 03-18/22-пр от 23. 01. 2015 по результатам оперативного подсчёта запасов, на Уренгойском л. у. по пласту Ач52-3 запасы нефти категории С2 частично списаны.
Запасы УВ по пластам Ач3, Ач4 на Государственном балансе числятся совместно.
В целом по рассматриваемой части разреза Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений (л. у. ООО «Газпром добыча Уренгой», без учета Едейской площади) начальные запасы углеводородов по сумме категорий С1+С2 по состоянию на 01. 01. 2015 составили:
- свободного газа и газа газовых шапок – 1671, 759 млрд. м3;
- геологические запасы конденсата – 507, 843 млн. т;
- геологические запасы нефти – 628, 961 млн. т.;
- извлекаемые запасы растворённого газа – 44, 146 млрд. м3.
По результатам рассмотрения подсчета запасов конденсата ачимовских отложений Уренгойского месторождения на пленарном заседании ГКЗ Роснедра 27. 05. 2015 проведено уточнение величины потенциального содержания конденсата по пластам Ач3, Ач4, Ач51, Ач52-3 Уренгойского НГКМ, начальные запасы конденсата составили 575, 480 / 300, 960 млн. т (геологические / извлекаемые).
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА
2. 1 Текущее состояние разработки
|
|
|
В настоящее время осуществляется разработка залежей пластов Уренгойского месторождения на двух лицензионных участках ЗАО " РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ".
Ново-Уренгойском (газоконденсатные залежи южной части пластов Ач3 и Ач4) и Восточно-Уренгойском (газоконденсатная залежь пласта Ач52-3).
На Восточно-Уренгойской площади эксплуатационный объект относится к пласту Ач5 и находится в интервале глубин 3830^3880 м.
Восточно-Уренгойский лицензионный участок находится в разработке с мая 1997 г.
По состоянию на 01. 01. 2014 в эксплуатационном фонде числятся 25 скважин:
- в действующем фонде - 23 ед.,
- в бездействии - 2 ед.,
- в ожидании подключения к шлейфу - 0 ед.
Неэксплуатационный фонд скважин составляет 31 скважину:
- в консервации - 5 ед.,
- в наблюдательном фонде - 6 ед.,
- скважины с незаконченным строительством - 6 ед.,
- ликвидированных - 14 ед.
Среднее пластовое давление в районе размещения эксплуатационных скважин на 01. 01. 2013 составляет 41, 9 МПа.
Согласно показателям разработки на полное развитие ачимовских отложений Восточно-Уренгойского лицензионного участка действующий фонд скважин должен состоять из 231 скважины. Из них 203 скважины отдельно вскрывают пласт Ач52-3 в пределах Восточно-Уренгойского ЛУ, 28 скважин вскрывают совместно два пласта Ач52-3 и Ач60-2 в пределах Восточно-Уренгойского ЛУ.
Основное количество скважин сгруппировано в кусты по 2^9 скважин и размещено в 42 кустах, две скважины № 720 и № 800 размещаются отдельно с индивидуальным подключением к шлейфам-коллекторам. Часть из них - 114 скважин, собранные в 19 кустов, предполагается подключить к ЦВШ № 1. Шестнадцать кустов (94 скважины), а также существующие кусты № 2-21, № 2-25 (6 скважин) и скважина Р-800 подключаются к ЦВШ № 2.
Газ от шести существующих кустов (15 скважин) и от скважины № 720 поступает по трубопроводу DN 400 от существующей УКПГ и подключается к коллектору после ЦВШ.
Кроме того, в коллектор от ЦВШ планируется подключение газопровода DN 300 с газоконденсатной смесью от скважин пласта БУ161-4 и попутного нефтяного газа от УПН валанжинской залежи. С 2028 года газоконденсатная смесь от УПН валанжинской залежи будет поступать по газопроводу DN 700, а трубопровод DN 300 намечено использовать для транспорта углеводородного конденсата.
|
|
|
- на Ново-Уренгойском ЛУ - 51 шт.
- на Восточно-Уренгойском ЛУ - 22 шт.
Система сбора и транспорта обеспечивает транспорт и учет газа и конденсата на всем протяжении движения углеводородов от куста скважин до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:
- замера продукции скважин;
- сбора и транспорта продукции до технологической площадки - пункта сбора;
- подготовки и разделения продукции скважин на газ, конденсат;
- учета и сдачи сухого газа и стабильного конденсата;
- комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.
Пластовый флюид с температурой +15, 0.. . +55, 0 оС поступает в устьевую фонтанную арматуру, где последовательно расположены регулируемый и нерегулируемый штуцеры, которые снижают давление газоконденсатной смеси до давления 8, 0-12, 0 МПа. Далее, флюид по коллекторам-шлейфам транспортируется на УКПГ-1 Ново-Уренгойской и УКПГ-2 Восточно-Уренгойской, где осуществляется подготовка газа и конденсата к дальнейшему транспорту.
С целью предупреждения возможного гидратообразования в трубопроводы системы сбора газа (шлейфы) Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского ЛУ осуществляется дозированная подача метанола, который является ингибитором гидратообразования. Метанол (ингибитор) подается на кусты скважин по ингибиторопроводам условным диаметром 50, 0 мм от насосных установок, размещенных на площадках УКПГ НовоУренгойской и Восточно-Уренгойской.
Расчетное давление газосборных трубопроводов и метанолопроводов составляет 16, 0 МПа.
Основным способом прокладки существующих газосборных трубопроводов и ингибиторопроводов является подземный.
Эксплуатация кустов скважин, газопроводов и ингибиторопроводов ведетс 
я в соответствии с технологическими регламентами по эксплуатации кустов скважин, газопроводов и ингибиторопроводов на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском ЛУ.
|
|
|
