Экологическая безопасность при разработке северных нефтегазовых месторождений

Министерство образования и науки Российской Федерации 
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет 
(КубГТУ)» 

d. l. bÐÎËÉ 
p. d. sÇÉËÒÓ² 
f. e. sÎÕÓ×ÎÒ 
lpmpejygslb cgipqbsopst~  
qrj rbirbcptlg sgdgro}w  
ogvtgebipd}w ngstprphfgojk 
nÑÐђÓÅÖÌÄ 
Инфра-Инженерия 
Москва - Вологда 
2019
1 

ФЗ 
№ 436-ФЗ 
Издание не подлежит маркировке  
в соответствии с п. 1 ч. 2 ст. 1 
УДК 622574 
ББК 33.3620.1 
 А 50 
 
 
 
Рецензенты: 
директор Института нефти, газа и энергетики, зав. кафедрой  
нефтегазового дела им. проф. Г. Т. Вартумяна ФГБОУ ВО «КубГТУ» 
д-р техн. наук, проф. Д. Г. Антониади; 
технический директор ООО «Eco-Oil»  
д-р техн. наук, проф. Т. К. Аливердизаде 
 
Алиев В. К., Савенок О. В., Сиротин Д. Г.  
А 50  Экологическая безопасность при разработке северных нефтегазовых месторождений: монография / В. К. Алиев, О. В. Савенок,  
Д. Г. Сиротин - М.: Инфра-Инженерия, 2019. - 128 с. 
 
 
ISBN 978-5-9729-0263-7  
 
 
Разработана методика расчета надежности оборудования в ходе сбора  
и подготовки продукции северных месторождений нефти и газа. Рассмотрены 
факторы, влияющие на показатели надежности и законы распределения отказов 
устройств. Приведена математическая модель функционирования части схемы, 
состоящей из технологической установки и автоматического запорного устройства для управления и защиты в аварийных ситуациях.  
Для специалистов нефтегазовой отрасли, а также научных работников, 
преподавателей, аспирантов и студентов, интересующихся вопросами надежности нефтепромыслового оборудования в контексте обеспечения экологической 
безопасности месторождений. 
  
 
 
 
 
 
‹ Алиев В. К., Савенок О. В., Сиротин Д. Г., авторы, 2019 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия», 2019 
 
 
ISBN 978-5-9729-0263-7  
 
2 
 




pembdmgojg 
embdb 1. qÑÈ×ÑÈ ° ÑÆÉÔÒÉÙÉÐÌà ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ  
ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ ÔÌÔÕÉÏ ÔÆÑÓÅ Ì ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì ÒÓÑȽ°ØÌÌ 
....................... 
5 
1.1  tÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°ÌÉ ÑÔÑÆÉÐÐÑÔÕÌ ÔÌÔÕÉÏ ÔÆÑÓÅ Ì ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì  
° ÕÓÅÐÔÒÑÓÕ½ ÒÓÑȽ°ØÌÌ °½ÔÕÅ Ô°ÇÅÊÌÐ  
................................... 
5 
1.2  qÓÌÐØÌÒÌÅÎÞÐÅÄ ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°ÅÄ Ô×ÉÏÅ ÓÉ°ÑÏÉÐȽÉÏÑ’Ñ  
ÇÅÓÌÅÐÕÅ ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì ’ÅËÅ ° ÕÓÅÐÔÒÑÓÕ½  
.................................. 
6 
1.3  tÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°ÌÉ ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÌ ÓÅËÓÅÆÑÕ°Ì................................. 
9 
1.4  uÕÑÙÐÉÐÌÉ ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°Ì× ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÉÍ ÓÅËÓÅÆÑÕ°Ì 
sÉÇÉÓÑ-uÓÉВÑÍÔ°Ñ’Ñ ÏÉÔÕÑÓÑÊÈÉÐÌÄ  
.................................. 10 
1.5  oÉ°ÑÕÑÓÝÉ ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÌ ÓÅËÓÅÆÑÕ°Ì ÔÉÐÑÏÅÐÔ°ÑÍ ËÅÎÉÊÌ  
cÑÎÞÚÑ’Ñ uÓÉВÑÄ  
................................................................ 11 
1.6  sÒÉØÌÖÌ°Å ÒÓÑÆÎÉÏÝ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ  
ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ Ç ½ÔÎÑÇÌÄ× ÔÉÇÉÓÐÝ× ÏÉÔÕÑÓÑÊÈÉÐÌÍ 
Ì ÇÎÌÄÐÌÉ ÉÉ ÐÅ ÒÓÑÆÎÉϽ Ñ×ÓÅÐÝ Ñ°Ó½ÊÅàÛÉÍ ÔÓÉÈÝ 
.......... 14 
embdb 2. nÉÕÑÈÌÙÉÔ°ÌÉ ÑÔÐÑÇÝ ÑØÉÐ°Ì ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ  
ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ, ÓÅÆÑÕÅàÛÉ’Ñ Ç ½ÔÎÑÇÌÄ×  
lÓÅÍÐÉ’Ñ sÉÇÉÓÅ ............................................................................ 34 
2.1  lÎÅÔÔÌÖÌ°ÅØÌÄ ÑÕ°ÅËÑÇ Ì ÅÐÅÎÌË ÓÅÆÑÕÝ ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°Ñ’Ñ 
ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ, ß°ÔÒνÅÕÌÓ½ÉÏÑ’Ñ  
Ç ½ÔÎÑÇÌÄ× lÓÅÍÐÉ’Ñ sÉÇÉÓÅ  ................................................ 34 
2.2 dÝÆÑÓ Ì ÑÆÑÔÐÑÇÅÐÌÉ ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÉÍ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÆÎÑÙÐÑ’Ñ 
ÅÇÕÑÏÅÕÌËÌÓÑÇÅÐÐÑ’Ñ ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÚÎÉÐÐÑ’Ñ 
ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ  
....................................................................... 39 
2.3  pÆÑÔÐÑÇÅÐÌÉ ÒÓÌÐÄÕÌÄ ß°ÔÒÑÐÉÐØÌÅÎÞÐÑ’Ñ ËÅ°ÑÐÅ 
ÓÅÔÒÓÉÈÉÎÉÐÌÄ ÒÓÌ ÑØÉÐ°É ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÆÎÑÙÐÑ’Ñ 
ÅÇÕÑÏÅÕÌËÌÓÑÇÅÐÐÑ’Ñ ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ 
ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ 
........................................................................ 49 
2.4 pÆÑÔÐÑÇÅÐÌÉ ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÉÍ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ Ì ßÖÖÉ°ÕÌÇÐÑÔÕÌ 
ÓÅÆÑÕÝ ÔÓÉÈÔÕÇ ÅÇÕÑÏÅÕÌËÅØÌÌ ÔÌÔÕÉÏ ÔÆÑÓÅ ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì 
Ì ÕÓÅÐÔÒÑÓÕÅ ÐÉÖÕÌ Ì ’ÅËÅ  ................................................... 53 
2.5 pØÉаŠÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ Ì ßÖÖÉ°ÕÌÇÐÑÔÕÌ Ö½Ð°ØÌÑÐÌÓÑÇÅÐÌÄ 
ÔÌÔÕÉÏ °ÑÐÕÓÑÎÄ Ì ÅÇÕÑÏÅÕÌËÅØÌÌ ........................................ 57 
2.6 dÎÌÄÐÌÉ ÔÌÔÕÉÏ ÅÇÕÑÏÅÕÌËÅØÌÌ Ì °ÑÐÕÓÑÎÄ ÐÅ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÞ 
ֽаØÌÑÐÌÓÑÇÅÐÌÄ ÔÌÔÕÉÏ ÔÆÑÓÅ, ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì Ì ÕÓÅÐÔÒÑÓÕÅ 
ÐÉÖÕÌ Ì ’ÅËÅ ......................................................................... 60 
2.7 q½ÕÌ ÒÑÇÝÚÉÐÌÄ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÔÌÔÕÉÏ ÅÇÕÑÏÅÕÌËÅØÌÌ 
Ì °ÑÐÕÓÑÎÄ ÐÉÖÕɒÅËÑÈÑÆÝÙÌ ÐÅ ÏÉÔÕÑÓÑÊÈÉÐÌÄ× 
................. 64 
2.8 jÔÔÎÉÈÑÇÅÐÌÉ ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÆÎÑÙÐÝ× ÅÇÕÑÏÅÕÌËÌÓÑÇÅÐÐÝ× 
ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°Ì× ½ÔÕÅÐÑÇÑ° 
.................................................... 68 



embdb 3. pØÉаŠÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ½ÔÕÓÑÍÔÕÇ ÅÇÕÑÏÅÕÌ°Ì ÆÎÑÙÐÑ’Ñ 
ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°Ñ’Ñ ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ ..................................................... 75 
3.1  pØÉаŠÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ ÆÎÑÙÐÝ× ÅÇÕÑÏÅÕÌËÌÓÑÇÅÐÐÝ× 
½ÔÕÅÐÑÇÑ° °½ÔÕÅ Ô°ÇÅÊÌÐ  ...................................................... 80 
3.2 pØÉаŠÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ Ö½Ð°ØÌÑÐÌÓÑÇÅÐÌÄ ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°Ì× 
ÔÌÔÕÉÏ ÔÆÑÓÅ Ì ÒÑȒÑÕÑÇ°Ì ÒÓÑȽ°ØÌÌ  
ÐÅ °½ÔÕÉ Ô°ÇÅÊÌÐ  
.................................................................. 85 
embdb 4. dÎÌÄÐÌÉ ÈɒÓÅÈÅØÌÌ ÒÓÑÙÐÑÔÕÐÝ× ×ÅÓÅ°ÕÉÓÌÔÕÌ° 
ÏÅÕÉÓÌÅÎÅ ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ ÐÅ ÒÑ°ÅËÅÕÉÎÌ 
ÐÅÈÉÊÐÑÔÕÌ 
..................................................................................... 93 
4.1  uÔÎÑÇÌÄ ß°ÔÒνÅÕÅØÌÌ ’ÅËÑÇÝ× Ô°ÇÅÊÌÐ  ............................... 93 
4.2 jÔÔÎÉÈÑÇÅÐÌÉ ÏÉ×ÅÐÌÙÉÔ°Ì× ÔÇÑÍÔÕÇ ÏÅÕÉÓÌÅÎÅ ÖÑÐÕÅÐÐÑÍ 
ÅÓÏÅÕ½ÓÝ Ç ÕÉÙÉÐÌÉ ÇÓÉÏÉÐÌ  ............................................... 96 
4.3 pÒÓÉÈÉÎÉÐÌÉ ÔÐÌÊÉÐÌÄ ÏÉ×ÅÐÌÙÉÔ°Ì× ÔÇÑÍÔÕÇ ÏÅÕÉÓÌÅÎÑÇ 
ÖÑÐÕÅÐÐÑÍ ÅÓÏÅÕ½ÓÝ  
.......................................................... 106 
embdb 5. dÎÌÄÐÌÉ ÕÉ×ÐÑÎђÌÙÉÔ°ÑÍ Ì ß°ÔÒνÅÕÅØÌÑÐÐÑÍ 
ÐÅÔÎÉÈÔÕÇÉÐÐÑÔÕÌ ÐÅ ßÖÖÉ°ÕÌÇÐÑÔÕÞ ÇÑÔÔÕÅÐÑÇÎÉÐÌÄ ÈÉÕÅÎÉÍ 
ÐÉÖÕÉÒÓÑÏÝÔÎÑÇÑ’Ñ ÑÆÑÓ½ÈÑÇÅÐÌÄ 
............................................... 109 
 
sÕÓ½°Õ½ÓÅ Ì ÖÌËÌ°Ñ-ÏÉ×ÅÐÌÙÉÔ°ÌÉ ÔÇÑÍÔÕÇÅ 
ÏÅÕÉÓÌÅÎÅ ÈÉÕÅÎÌ  .............................................................. 112 
iDzÐâÛËÒÎË ................................................................................ 115 
sÔÎÖÓ² ÖÓ²ÕÇÝËÒÎÏ ................................................................... 116 
cÎÈÐÎӒÕÇØÎÛËÖ²ÎÏ ÖÔÎÖÓ² ...................................................... 117 
 
4

embdb 1.  
qÓÊÙÓÊ ² ÓÈËÖÔËÛËÒÎâ ÒÇÊËÌÒÓÖ×Î  
ÒËØ×ËÔÕÓÑßÖÐÓÉÓ’Ó ÓÈÓÕ¿ÊÓÉÇÒÎÆ ÖÎÖ×ËÑ  
ÖÈÓÕÇ Î ÔÓʒÓ×ÓɲΠÔÕÓÊ¿²ÚÎÎ 
1.1. tËÙÒÓÐӒÎÛËÖ²ÎË ÓÖÓÈËÒÒÓÖ×Î ÖÎÖ×ËÑ ÖÈÓÕÇ Î ÔÓʒÓ×ÓɲΠ
² ×ÕÇÒÖÔÓÕ׿ ÔÕÓÊ¿²ÚÎÎ ²¿Ö×Ç Ö²ÉÇÌÎÒ 
Специалистами ВНИИГАЗа разработаны технические решения, направленные на повышение эффективности работы установки комплексной подготовки газа (УКПГ) в заключительный период разработки месторождений 
с учетом влияния размещения дожимных компрессорных станций (ДКС) на показатели. 
Повышение надежности работы ДКС. С размещением ДКС перед 
установками осушки газа возникает необходимость в защите агрегатов от попадания в них механических примесей и минеральных солей. Рекомендуется осуществлять промывку газа во входном сепараторе ДКС. В качестве орошения 
целесообразно использовать водный конденсат, получаемый в блоке регенерации гликоля. Для реализации этого предложения не требуется разработки нового оборудования, так как имеются сепараторы с массообменными секциями 
(разработка ДАО «ЦКБН»). 
Осушка газа при низких температурах контакта. На основании опытных и опытно-промышленных исследований установлены преимущества процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Из них 
можно указать следующие: 
x возможность увеличения пропускной способности установки абсорбционной осушки газа (УАОГ), что особенно важно в зимний период,
когда увеличивается потребность в газе;
x уменьшение количества воды, поглощаемой из газа гликолем, что снижает затраты на регенерацию насыщенного раствора;
x для осушки газа достаточно использовать раствор деэтиленгликоля
(ДЭГ) концентрацией не более 90-97  (массовая доля). Следовательно,
отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под глубоким вакуумом.
Это, в свою очередь, позволит свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение.  
Одновременно уменьшаются количество циркулирующего в системе гликоля  
и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля. 
5

Применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение потерь гликоля  
за счет капельного уноса (несколько граммов на 1 000 м3 газа). Потери гликоля 
за счет растворимости в газовой фазе при низких температурах контакта  
снизятся в несколько раз. 
При низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа 
до точки росы минус 20 ƒС и ниже без особых затруднений, что однозначно 
решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40-93. 
Сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся в газотранспортной системе и т. д. 
В зависимости от режима эксплуатации систем добычи и сбора газа технология осушки газа при низких температурах контакта может осуществляться  
в двух вариантах. 
Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании 
газа раствором метанола. Этот вариант предусматривает подачу в аппарат воздушного охлаждения (АВО) раствора метанола для предотвращения гидратообразования в системе. 
Второй вариант рекомендуется применять в случае отсутствия в системе 
сбора газа условий гидратообразования, т. е. когда сырьевой газ не содержит 
паров метанола. В этом варианте для предотвращения гидратообразования  
в АВО подается раствор ДЭГ. Такой вариант может быть реализован по схемам, приведенным на рисунках 1.1 и 1.2. 
 
1.2. qÕÎÒÚÎÔÎÇÐàÒÇÆ ×ËÙÒÓÐӒÎÛËÖ²ÇÆ ÖÙËÑÇ Õ˲ÓÑËÒÊ¿ËÑÓ’Ó 
ÉÇÕÎÇÒ×Ç ÔÓʒÓ×ÓɲΠ’ÇÍÇ ² ×ÕÇÒÖÔÓÕ׿ 
 
В обоих вариантах предполагается охлаждать газ с использованием АВО 
в зимний период до температур от 5 до 10 ƒС и ниже, далее подавать газ  
на доосушку по существующей схеме. 
Реализовать схему, приведенную на рисунке 1.2, можно только при решении вопроса о равномерном распределении раствора гликоля в потоке газа  
на входе в АВО. 
Технологическая схема, приведенная на рисунке 1.2 (предложение ПО 
«Уренгойгазпром»), в настоящее время реализуется на УКПГ-3. Суть этого  
варианта сводится к тому, что за счет контактирования с насыщенным раствором ДЭГ производится предварительная осушка газа. Обозначим остаточное 
влагосодержание газа на выходе из фильтра Bv. В этом случае на АВО газ 
охлаждается до температуры, при которой в заданном давлении равновесная 
влагоемкость газа не должна быть меньше значения Bt. Это позволит избежать 
гидратообразования в системе при охлаждении газа. После АВО производится 
доосушка газа по проектной схеме. 
Реализация такой схемы может быть осуществлена с соблюдением условия, когда из входного сепаратора не уносятся механические примеси. Для сведения к минимуму уноса механических примесей с газом, как было указано 
 
6

выше, рекомендуется предусмотреть промывку газа с использованием рефлексной жидкости. 
rÎÖ. 1.1. sÙËÑÇ ÔÓʒÓ×ÓɲΠ’ÇÍÇ ² ×ÕÇÒÖÔÓÕ׿ 
ÔÕÎ ÓÈËÖÔËÛËÒÒÓÑ ÕÇÉÒÓÑËÕÒÓÑ ÕÇÖÔÕËÊËÐËÒÎÎ ’ÐβÓÐÆ 
É ÔÓ×Ó²Ë ’ÇÍÇ ÒÇ ÉÙÓÊË É bdp 
rÎÖ. 1.2. rËÇÐÎÍ¿ËÑÇÆ ÒÇ ulqe-3 ÖÙËÑÇ ÔÓʒÓ×ÓɲΠ’ÇÍÇ  
² ×ÕÇÒÖÔÓÕ׿ 
Очистка раствора гликоля от минеральных солей. Опыт эксплуатации 
ДКС показывает, что часть жидкости в виде тумана все же проходит через компрессорные агрегаты с газом. Следовательно, и в этом случае неизбежно попадание в абсорберы капельной воды, содержащей минеральные соли. 
Одновременно в растворе ДЭГ будут накапливаться также тяжелые углеводороды, продукты коррозии и разложения, осмоления самого гликоля и т. д. 
Это подтверждается фактическими показателями эксплуатации внутрипромысловых газопроводов и ГКС Уренгойского ГКМ, где в трех цехах за год 
7

улавливается до 3 500 тонн раствора ДЭГ. Эти факты указывают на необходимость строительства установки по очистке раствора гликоля от различных  
примесей. 
Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля. 
Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов является установка абсорберов осушки гликоля (УАОГ), а при высоких температурах 
контакта ² использование триэтиленгликоля (ТЭГ) вместо ДЭГ в качестве 
осушителя. 
Основными показателями, характеризующими осушающую способность 
гликолей, являются: 
x депрессия по точке росы газа по влаге; 
x их удельные потери на установке осушки; 
x регенерируемость насыщенного раствора и т. д. 
По всем указанным показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГ. 
Опыт эксплуатации установок осушки газа на Западно-Таркосалинском  
месторождении показал, что по итогам 1997 года средние потери ТЭГ составили 8,5 г/1 000 м3. 
Перевод установок на ТЭГ возможен при использовании в качестве теплоносителя водяного пара с температурой примерно 210-220 ƒС. Производство 
пара с такой температурой невозможно при использовании действующих  
котлов. 
Другим вариантом может быть включение в схему УКПГ огневого блока 
регенерации, что требует больших капитальных вложений. 
ВНИИГАЗом прорабатывается вопрос о включении в схему промысловых 
ДКС котлов-утилизаторов. Реализация этого предложения позволила бы производить водяной пар с температурой 320 ƒС. В этом случае отпала бы необходимость в огневых блоках регенерации. 
Таким образом, использование ТЭГ в качестве осушителя, включение  
в схему УКПГ огневых блоков регенерации, модернизация и ремонт котлов,  
а также производство водяного пара с использованием энергии дымовых газов 
должны рассматриваться в едином блоке с учетом снижения объемов добычи 
газа. Для решения этих вопросов необходимо выполнить соответствующее 
ТЭО. 
Монтажные работы на УКПГ-5 по строительству огневого блока регенерации с термосифонами планировалось завершить в 1998 году. После ввода 
этой установки в эксплуатацию для осушки газа можно было бы использовать 
раствор ТЭГ. Это позволило накопить соответствующий опыт в условиях  
низкого давления и при высоких температурах контакта (в летние месяцы).  
На основе получаемых данных можно оценить экономическую эффективность  
использования ТЭГ. 
 
 
8

1.3. tËÙÒÓÐӒÎÛËÖ²ÎË ÔÓ²ÇÍÇ×ËÐÎ ÕÇÍÕÇÈÓײΠ
Проект разработки по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям был 
выполнен ВНИИГАЗом и в 1996 г. принят Комиссией по месторождениям 
и ПХГ б. РАО «Газпром». Показатели по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям 
были утверждены до 1997 года. Уровень годовых отборов по Уренгойской 
площади ² 154 млрд м3, эксплуатационный фонд ² 777 скважин; по ЕнЯхинской площади ² 43 млрд м3, эксплуатационный фонд ² 261 скважина. 
Проект разработки Северо-Уренгойского месторождения выполнен  
ТюменНИИгипрогазом в 1996 году и принят на заседании Комиссии по месторождениям и ПХГ. Уровень годовых отборов ² 18,9 млрд м3, эксплуатационный фонд ² 104 скважины. 
Проект разработки сеноманской залежи Песцового месторождения  
(ТюменНИИгипрогаз) принят на заседании ЦКР б. ГГК «Газпром» в 1991 году. 
Уровень 
годовых 
отборов ² 
27,5 млрд м3, 
эксплуатационный 
фонд ² 
145 скважин. 
На 01.01.1998 разрабатывались Уренгойская, Ен-Яхинская площади 
и Северо-Уренгойское месторождение. 
В настоящей работе приводятся расчеты показателей разработки. 
В силу того, что Песцовая и Северо-Песцовая площади не разрабатываются 
и давление на них близко к начальному, в настоящее время переток газа оттуда 
существенно влияет на формирование депрессионной воронки на Ен-Яхинской 
площади. Так, на конец 2025 года по всем вариантам переток газа с Песцовой 
и Северо-Песцовой площадей превысит 62 млрд м3. Следует отметить, что после 
планировавшегося ввода в разработку Песцовой площади в 2000 году величина 
годового перетока в Ен-Яхинскую площадь должна была уменьшиться. 
Бурение дополнительных скважин и расширение зоны размещения скважин приводит к увеличению газоотдачи. На конец 2025 года текущая газоотдача по вариантам составит 89,3-89,5  (в базовом варианте ² 87,3 ). 
Для всех УКПГ Ен-Яхинской площади в силу разных причин перетоки газа 
существенно влияют на газоотдачу. Так, для УКПГ-11 и УКПГ-13 газоотдача, 
определенная по суммарной добыче, оказывается выше, чем определенная  
по остаточным запасам, а по УКПГ-12 ² наоборот. 
Сравнение распределения пластового давления по УКПГ по вариантам 
показывает, что бурение периферийных скважин не приводит к заметному 
улучшению отработки объекта разработки. Так, значительное увеличение эксплуатационного фонда на УКПГ-1АС приводит к незначительному снижению 
остаточных запасов (на 1,3 млрд м3). По другим на УКПГ также не происходит 
заметного роста газоотдачи периферии за счет ввода новых скважин. 
Вместе с тем наличие большого числа скважин, где по прогнозам возможно 
обводнение как за счет подъема ГВК, так и вследствие низкого качества заколонного цемента, требует расширения объема работ по капитальному ремонту 
скважин. Учитывая, что вследствие неоднородности геологического строения 
продуктивной толщи сеномана при отключении отдельных скважин могут 
9

ухудшаться условия отработки продуктивной толщи на поздней стадии, необходимо поддерживать эксплуатационный фонд на проектном уровне путем проведения капитального ремонта (включая забуривание вторых стволов и бурение 
дублеров взамен ликвидируемых скважин). 
 
1.4. u×ÓÛÒËÒÎË ×ËÙÒÓÐӒÎÛËÖ²ÎÙ ÔÓ²ÇÍÇ×ËÐËÏ ÕÇÍÕÇÈÓײΠ 
sËÉËÕÓ-uÕËҒÓÏÖ²Ó’Ó ÑËÖ×ÓÕÓÌÊËÒÎÆ 
 
Сеноманская залежь Северо-Уренгойского месторождения вошла в проект «Уренгой-250» как УКПГ-15. По этой причине самостоятельные проектные документы по данному месторождению отсутствовали. В 1996 году  
ТюменНИИгипрогазом подготовлены «Коррективы к проекту разработки  
сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения», утвержденные 
секцией по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО «Газпром» 
по варианту, предусматривающему разработку месторождения с проектным 
фондом скважин в режиме предельной депрессии на пласт. Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101,  
действующей на 01.01.1997, имели ограничения из-за выноса механических 
примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.1997 
отмечено в 20 скважинах. При этом в двух скважинах (№№ 15142 и 15281)  
ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. В остальных 
18 скважинах основной причиной является некачественное цементирование  
обсадной колонны. 
В целом сопоставление фактических и проектных показателей указывает 
на возможность дальнейшей эксплуатации залежи в режиме предельных депрессий. Поэтому корректировка показателей разработки выполнялась с учетом 
текущего состояния эксплуатации, сохранения проектной динамики отборов  
газа и мощности ДКС на сеточной газодинамической модели, адаптированной 
по данным истории разработки в двух вариантах. 
Первый вариант не предусматривал изменение первоначальных проектных 
решений по фонду скважин и набору технологического оборудования по подготовке и компримированию газа. Результаты расчета показали, что до 2007 года 
уровни годовых отборов определялись предельной депрессией на пласт, равной 
0,86 МПа. В дальнейшем ограничивающими факторами в динамике годовых  
отборов становятся суммарная мощность рабочих агрегатов двух цехов ДКС  
и выбытие скважин из-за обводнения. При том же сроке разработки, что и в ранее 
выполненных «Коррективах» (до 2040 г.), из залежи будет отобрано 83,6   
от утвержденных запасов при обводнении 50,1  порового объема западного  
купола. По этой причине из действующего фонда выйдут 32  эксплуатационных 
скважин. 
Существенным недостатком первого варианта является слабая степень 
дренирования запасов газа восточного купола. Так, согласно карте изобар,  
к 2015 году пластовое давление в этой части залежи снизится до 10,3-10,5 МПа, 
 
10