Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций

• Введение
• 1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения
• 1.1 Орогидрографическая характеристика района
• 1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
• 1.3 Тектоника
• 1.4 Cеноманская залежь
• 1.5 Неокомские залежи
• 1.6 УКПГ — 5
• 1.7 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов
• 1.7.1 Характеристика исходного сырья
• 1.7.2 Характеристика изготовляемой продукции
• 2. Состояние разработки сеноманской залежи Ямбургского ГКМ
• 3. Условия образования газовых гидратов
• 3.1 Влагосодержание природных газов
• 3.2 Состав и структура гидратов
• 3.3 Условия образования гидратов
• 3.4 Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов
• 3.5 Места образования гидратов
• 3.6 Образование гидратов в скважинах и способы их устранения
• 3.7 Образование гидратов в газопроводах
• 3.8 Температурный режим газопроводов
• 4. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними
• 4.1 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок
• 4.2 Ингибиторы для борьбы с образованием гидратов
• 4.2.1 Ввод метанола
• 4.2.2 Ввод электролитов
• 4.2.3 Ввод гликолей
• 4.3 Осушка газа
• 4.4 Предупреждение гидратообразования в системах промыслового сбора газа залежей Ямбургского ГКМ
• 4.5 Основные характеристики, влияющие на расход ингибиторов
• 4.6 Анализ возможности замены метанола на другие антигидратные реагенты на базе алифатических спиртов
• 5. Расчет расхода ингибитора на УКПГ — 5
• 5.1 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов
• 5.2 Расчет количества ингибитора
• 6. Пути снижения затрат на добычу газа
• 6.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 1997;1998 год
• 6.2 Анализ себестоимости, прибыли и затрат на производство и реализацию товарной продукции за 1997;1998 год
• 6.2.1 Группировка затрат по статьям калькуляции
• 6.3 Расчет снижения затрат на добычу газа
• 6.3.1 Сравнение с фактическим потреблением метанола
• 6.3.2 Расчет снижения себестоимости добычи газа
• Вывод
• Список использованных источников
• Приложения

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

АВО — аппарат воздушного охлаждения БТДА — турбодетандерные агрегаты ГВК — газоводяной контакт ГКС — головная компрессорная станция ГСМ — горюче-смазочные материалы ГФУ — горизонтальное факельное устройство ДКС — дожимная компрессорная станция ДЭГ — диэтиленгликоль ИТР — инженерно технические работники КИПиА — контрольно-измерительные приборы и аппаратура КУП — комбинированная установка пожаротушения ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости МФА — многофункциональный аппарат НДЭГ — насыщенный (нерегенерированный) диэтиленгликоль НКТ — насосно-компрессорные трубы ППА — площадка переключающей арматуры РДЭГ — регенерированный диэтиленгликоль скв. — скважина УКПГ — установка комплексной подготовки газа ЯГКМ — Ямбургское газоконденсатное месторождение

Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 10 лет и в настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения

1.1 Орогидрографическая характеристика района

Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины, на Тазовском полуострове. Характерной особенностью территории месторождения является большая заозерность и заболоченность, особенно в центральной его части, и суровость климата. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение.

Среднегодовая температура минус 24 — 26 ⁰С. Температура воздуха зимой достигает минус 59 ⁰С. Средняя летняя температура воздуха 6 — 9 ⁰С. Осадков выпадает 300 — 350 мм в год, около 79% из них приходится на летнее время. Среднегодовая скорость ветра 5 — 7 м/с, а максимальная превышает 40 м/с. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность — 1 человек на 6 км². Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

Территория Ямбургского месторождения относится к южной части северной геокриологической зоны. Отличается почти повсеместным, сплошным распространением низкотемпературных многолетнемерзлых пород практически на всех геоморфологических условиях.

Преобладает сливающийся тип многолетней мерзлоты. Глубина слоя сезонного протаивания от 0,3 до 1,5 м. В пределах месторождения толщина мерзлых пород изменяется от 300 до 425 м. По криологической характеристике многолетнемерзлая толща является многослойной и подразделяется на 3 этажа. В целом для подавляющей части многолетней толщи территории Ямбургского газоконденсатного месторождения свойственны слабольдистые породы с массивной криоструктурой.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

При обустройстве газового промысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением «Аэрогеология». Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси — 65 млн. м³, а кирпично-керамзитовых глин — 225 млн. м³.

В 50 — 60 км на юго-восток от площади выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд. м³.

Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60 — 70 м на водораздельных участках.

Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озерах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних. Поверхностные источники на Ямбургском газоконденсатном месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра для централизованного водоснабжения не могут использоваться из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоемов глубиной не менее 5 — 6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например, р. Таб-Яха). Подземные воды в виду их высокой минерализации (10 — 35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

Месторождение открыто в 1963 г. Тюменским геологическим управлением. Первая поисковая скважина № 2 заложена в 1969 г. в присводовой части поднятия. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167 — 1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м³/сут. С 1969 по 1973 гг. на месторождении была пробурена 21 скважина. Выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ 3/1, БУ 4/1−3, БУ 8/3). Дебиты газа достигали 611,11 тыс. м³/сут. на 20,0 мм диафрагме.

Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская (сеноман) свиты. В 1973 — 1977 гг. продолжалась доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади были пробурены 7 скважин, а также одна глубокая скважина № 102 для изучения неокомских отложений. Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях, а также подтверждено продолжение залежи в юго-западном направлении (скважины № 28, 31).

Промышленная разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.

Обзорная карта района показана на рисунке 1.1.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6 — 7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.

Юрская система:

На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м и 30 м соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепко сцементированных и песчаников серых, крепких, кремисто-глинистых, реже известковых.

Меловая система (нижний мел):

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас — нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине № 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.

Вартовская свита (верхний валанжин — готтерив — баррем) подразделяется на три подсвиты — нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ¹₃-БУ³₉).

Всего в составе нижней подсвиты (верхний валанжин — готтерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

безгидратный режим газопромысловая коммуникация Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргиллиты более темные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826 — 897 м.

Верхний мел:

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.

Толщина отложений 24 — 88 м.

Березовская свита (коньяк — сантон — кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.

Толщина березовской свиты 255 — 448 м.

Ганькинская свита завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком.

Толщина отложений 204 — 322 м.

Палеогеновая система:

Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю — песчаную с прослоями глин.

Толщина свиты 226−274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми.

Толщина свиты 153 м.

Четвертичная система:

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.

Толщина до 145 м.

1.3 Тектоника

Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам («Г», «М», «В», «Б») и данным бурения. По кровле отражающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями — Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая «В»

(пласты БУ¹₅. БУ₇) относительно нижележащих горизонтов, «В¹₁», «В₂», «В¹₂» (пласты БУ⁰₈. БУ₁₁). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ⁰₈. БУ₁₁ и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ⁴₈, соответствующего отражающему горизонту «В¹₁». Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ¹₉. БУ₁₁ в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134, 130, 110, 124, 146, 107, 144, где распространен пласт БУ⁴₈, образующий клиноформное тело между пластами БУ³₈ и БУ¹₉.

По кровле фундамента отражающий горизонт «А» представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения

1.4 Cеноманская залежь

Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором — наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500 — 800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9 — 85,3%.

Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых — от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95%. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40%), полевыми шпатами (25 — 45%), слюдой (до 10%), обломками других пород (5 — 10%).

Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20% в слабосцементированных разностях, до 25 — 35% в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33%. Коэффициент газонасыщенности — 0,74.

По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан — 93,4 — 99,2%). Содержание гомологов метана 0,1 — 0,2%. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот — 0,41 — 2,26%; углекислый газ — 0,04 — 1,17%; аргон — 0,01 — 0,03%; гелий — 0,08 — 0,019%; водород — 0,27%. Относительная плотность газа по воздуху — 0,562. Среднее значение теплотворной способности — 7898 кДж/м³. Среднекритическое давление — 4,63 МПа. Среднекритическая температура — 190,49 К.

1.5 Неокомские залежи

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525 — 3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Первый объект включает залежи пластов БУ ³₁, БУ ³₂, БУ ⁴₂, БУ ⁵₁, БУ ⁵₃, расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ — 3 В. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимость имеют толщины пласта БУ³₁. Суммарные толщины по объекту колеблются от 6,8 до 34,6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8,0 — 33,8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,210 до 132,710 мкм², коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0%. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.

По II эксплуатационному объекту установлены следующие закономерности. В зоне УКПГ-3 В все пласты характеризуются литологическим замещением в западном направлении. Пласты БУ ⁶₂, БУ ⁹₁, БУ ⁶₃, БУ ⁸₀ в этой зоне в песчаных фракциях развиты в зонах единичных кустов, а в пластах БУ ⁷, и БУ ⁹₃ проницаемые пропластки полностью отсутствуют. Наилучшими толщинами в этой зоне характеризуется пласт БУ ⁸₃ со значением 14,0 — 19,4 м. Пласт БУ ⁸₁₋₂ отличается значительной изменчивостью толщин от 4,0 до 15,0 м. Наибольшей толщины прослои в пласте приурочены к нижней части. Пласт БУ ⁶₁ в проницаемых прослоях встречается во всех кустах и имеет толщину 1,0 — 4,0 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,6410^-9 — 372,510^-9 м²; 3,23 — 13,85%; 1,2 — 64,8 м. По II — ому объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 — 118, 105 — 101 и 112 — 135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

В зоне УКПГ — 1 В в пластах БУ⁶₂, БУ⁹₂ и БУ⁹₃ проницаемые газо-насыщенные прослои полностью отсутствуют, а в пластах БУ⁶₁, БУ⁶₃ и БУ⁷ они встречаются спорадически. В этой зоне суммарная наибольшая газонасыщенная толщина колеблется от 18 до 64 м. Установлено изменение толщины от центральной зоны УКПГ к периферии.

Зона УКПГ-2 В приурочена к восточному погружению. В этой зоне пласт БУ⁶ заглинизирован, БУ⁶₂ и БУ⁷ встречаются спорадически в песчаных фракциях. Наибольшим развитием характеризуются проницаемые пропластки в пластах БУ⁸₀, БУ⁸₁₋₂, БУ⁸₂, БУ⁹/₁, БУ⁹/₂, и БУ⁹₃. Наибольшие толщины характерны для пласта БУ⁸₃. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет, в зоне кустов УКПГ — 2 В, 16 — 18 м, реже 50 м.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8 — 15,9%, проницаемость от 0,0110^-8 до 14,110^-8 м². Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ³₁ — 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 ⁰С в кровле комплекса до 90 ⁰С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Важной особенностью всех продуктивных пластов является песчанистость с большими изменениями по некоторым пластам, что является благоприятной предпосылкой для образования литологически ограниченных залежей.

Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытых объектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60 — 80 тыс. м³/сут.).

Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26,26 — 27,42 МПа, пластовая температура 76 — 80 ⁰С, глубина залегания 2710 — 3317 м.

Наибольшие запасы газа приурочены к пластам БУ³ (I объект) и БУ⁸₁₋₂ (II объект) и составляют, соответственно 86% и 50% от суммарных запасов газа эксплуатационных объектов по категории С₁.

Второй эксплуатационный объект характеризуется более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику (см. таблицу 1.1).

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30 — 40 тыс. м³/сут) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. м³/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ⁷ при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200 — 400 тыс. м³/сут при депрессии на пласт 15 — 20 МПа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. м³/сут.

По основной залежи пласта БУ⁸₃ отмечена самая низкая продуктивная характеристика. Дебиты газа по ней при депрессии на пласт 7 — 9 МПа составляют 40 — 90 тыс. м³/сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64 — 93,59%, этан 1,32 — 4,85%, пропан 0,22 — 2,66%, бутан 0,05 — 1,48%, пентан 0,08 — 0,55%. Содержание азота 0,36 — 2,45%, углекислого газа 0,04 — 2,40%. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05%, водорода 0,01 — 0,02%. Относительный удельный вес газа 0,60 — 0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Таблица 1.1 — Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов

Начальное содержание в пластовом газе гептана и вышекипящих (в расчете на 1 м³ газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м³. Среднее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по оценке ВНИИГаза составляет 150 г/м³.

В процессе разработки средний начальный рабочий дебит скважин по отдельным объектам принят равным 288 — 458 тыс. м³/ сут. при средней депрессии на пласт 6,5 — 9,0 МПа. Скважины эксплуатируются на режиме постоянной депрессии на пласт. Через два года после ввода месторождения в разработку достигается проектный уровень годовой добычи пластового и отсепарированного газа в объеме, соответственно, 21 и 20 млрд. м³/год. Максимальный годовой уровень добычи стабильного конденсата составляет 2,743 млн. т. (сырого конденсата — 3,65 млн. т). Дебит средней скважины составит 144 тыс. м³/сут., изменяясь в пределах 95 — 178 тыс. м³/сут., при рабочем давлении 2,3 — 3,3 МПа. Для обеспечения проектной добычи газа потребуется пробурить 622 эксплуатационные скважины с учетом 30% резерва.

1.6 УКПГ — 5

Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40−93.

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 62−75 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 ^оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн. м³/сут.

Восстановление осушителя — на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м³/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 ^оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов БТДА 10 — 13 производительностью 10 млн. м³/сут.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

пункт переключающей арматуры;

обводной коллектор ГО;

узел подключения ДКС к УКПГ;

технологический корпус осушки газа;

установка АВО газа;

КТП АВО газа;

технологический корпус регенерации ДЭГа и метанола;

установка печей огневого подогрева ДЭГа;

установка подогрева теплоносителя;

РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная;

блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды;

установка воздухосборников;

установка отключающих кранов УОК;

подогреватель газа;

склад ДЭГа, метанола и ЛВЖ;

компрессорная воздуха КИП;

система внутрипромысловых коллекторов;

система сброса газа на свечу;

станция гидропривода;

ГФУ;

блок подсобно-производственных помещений;

емкость аварийного слива реагентов;

аварийная дизельная электростанция;

узел хозрасчетного замера газа;

ЗРУ;

блок вспомогательных помещений.

1.7 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов

1.7.1 Характеристика исходного сырья

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 — 1,0 г/м³, сероводород отсутствует.

СО₂ 0,2 — 0,3

N₂ 0,7 — 1,7

Не 0,01 — 0,02

Аr 0,01 — 0,03

Н₂ 0,002 — 0,04

СН₄ 97,8 — 99

С₂Н₆ 0,0 — 0,15

С₃Н₈ 0,0 — 0,02

С₄Н₁₀ следы

Параметры Газа в начальный период эксплуатации:

среднее пластовое давление — 11,73 МПа;

динамическое давление газа на устье — 10,3 МПа;

температура газа на устье — 13−14^оС

Параметры газа на конец 1998 года:

среднее пластовое давление — 7,27 МПа

динамическое давление газа на устье — 5,99 МПа

давление газа на входе в ППА — 5,85 МПа

1.7.2 Характеристика изготовляемой продукции

Изготовляемая продукция — газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40−93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы» .

Технические требования для природного газа приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны

1.7.3 Реагенты используемые в производстве

В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.

Внешний вид — бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.

Диэтиленгликоль — ГОСТ 10 136–77

Внешний вид — слабоокрашенная в желтый цвет жидкость Химическая формула: СН₂ ОН-СН₂ — О-СН₂ — СН₂ОН

Технологическая схема УКПГ — 5 показана на рисунке 1.2.

2. Состояние разработки сеноманской залежи Ямбургского ГКМ

По состоянию на 01.01.98 на Ямбургском месторождении работали 8 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 686 единиц.

С начала года суммарный отбор из сеноманских скважин составил 159.25 млрд. м³ газа; с начала разработки отобрано 1593.3 млрд. м³ или 31.4% от начальных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Начальные и текущие запасы

В районе УКПГ — 1 на 01.01.98 эксплуатируется 100 скважин (104 по проекту). Среднесуточный дебит в течение 1997 года составил 739 тыс. м³ газа; суммарный отбор по УКПГ-1 в 1997 году — 27,05 млрд. м³; с начала разработки — 309.1 млрд. м³. Превышение фактических отборов над проектными с начала разработки составляет 10,4%. Пластовое давление по эксплуатационной зоне снизилось до 6,61 МПа, по всей площади дренирования — 7,11 МПа. В течение всего года эксплуатировалась первая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС).

Район УКПГ-2 эксплуатировался 96-ю скважинами (по проекту — 96 скважин) при среднесуточном дебите 768 тыс. м³. Годовой отбор газа составил 26,98 млрд. м³. Всего с начала разработки отобрано 328,38 млрд. м³. Некоторое снижение фактических отборов по сравнению с проектными в последнее время прежде всего связано с отставанием ввода мощностей по другим УКПГ в период 1988 — 1992 года, что приводило (на УКПГ-2) к превышению фактических отборов над проектными. Значительный темп снижения пластового давления потребовал более раннего пуска ДКС — 2, которая была запущена в феврале 1997 года. Кроме того, это связано с пуском в работу практически всего эксплуатационного фонда месторождения. Среднее пластовое давление по эксплуатационной зоне 6,43 МПа, по всей площади дренирования — 6,61 МПа.

В 1997 году УКПГ-3 эксплуатировался 107-ю добывающимся скважинами (110 по плану) со среднесуточным дебитом 413 тыс. м³/сут. С начала года отобрано 16,19 млрд. м³; суммарный отбор с начала разработки — 228,92 млрд. м³. Пониженный годовой отбор связан, прежде всего с отставанием пуска в эксплуатацию ДКС — 3, что привело (с остановкой в летнее время головной компрессорной станции ГКС) к частичной остановке 48 добывающих скважин. На 01.01.98 несоответствие проектных и фактических отборов по УКПГ с начала разработки составляет 2,1%. Среднее значение пластового давления по эксплуатационной зоне составляет 6,58 МПа, по всей зоне УКПГ — 3 — 7,1 МПа.

С декабря 1993 г. находится в эксплуатации УКПГ — 4. На 01.01.98 на УКПГ — 4 действовали 82 добывающие скважины (80 по проекту). Для более эффективного дренирования запасов проектом разработки предусматривается бурение в 1998 — 1999 гг. еще 5-ти кустов (по три скважины в каждом). Помимо этого, для выхода УКПГ — 4 на проектные отборы в 24 млрд. м³ в год к газосборной сети УКПГ — 4 в будущем планируется подключение еще не пробуренных скважин Анерьяхинской площади. За 1997 г. на УКПГ — 4 было добыто 16,7 млрд. м³ газа, с начала разработки — 52,437 млр. м³. Несоответствие плановых и фактических отборов на УКПГ — 4 на 01.01.98 составляет 86,7%. Это обусловлено как отставанием ввода фонда добывающих скважин, так и ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Среднесуточный дебит скважин составил 556 тыс. м³. Пластовое давление по эксплуатационной зоне составляет 7,63 МПа; по всей зоне УКПГ — 9,91 МПа.

Район УКПГ — 5 эксплуатировался в 1997 году 95-ю скважинами (по проекту — 96 единиц). В течение 1997 года на УКПГ — 5 отобрано 18,05 млрд. м³ газа; с начала разработки — 268,25 млрд. м³. Несмотря на пониженные отборы газа в 1997 году (из-за неработающей ГКС и отсутствия ДКС — 5) летом периодически простаивали более 40 скважин. Фактические отборы с начала разработки на 01.01.98 превышают проектные на 6,4%. В октябре 1997 года была введена в строй первая очередь ДКС — 5. Пластовое давление снизилось по эксплуатационной зоне до 6,37 МПа; по всей зоне — 6,97 МПа.

На УКПГ — 6 в 1997 году работали 95 скважин. Среднесуточный дебит составляет 785 тыс. м³ газа. С начала года отобрано 27,3 млрд. м³ газа; с начала разработки — 265,72 млрд. м³. Фактический отбор с начала разработки из зоны УКПГ — 6 превысил проектный на 13,5%. Пластовое давление по эксплуатационной зоне составляет 6,67 МПа, по всей зоне УКПГ — 6 — 7.1 МПа. В течение всего года работала ДКС — 6.

По состоянию на 01.01.98 на УКПГ — 7 эксплуатируется 86 скважин (90 по проекту). Среднесуточный дебит составляет 760 тыс. м³. Нужно отметить, что уже в течение 4-х последних лет фактические годовые отборы по УКПГ близки к проектным (в 1997 году на УКПГ — 7 добыто 23,93 млрд. м³, почти 30% отставание фактических отборов от проектных с начала разработки, суммарная добыча достигла 134,88 млрд. м³) связано прежде всего с более поздним вводом в действие производственных мощностей УКПГ — 7. Пластовое давление по эксплуатационной зоне составляет 7,74 МПа, по всей зоне УКПГ — 9,15 МПа. Первую очередь ДКС — 7 планируется ввести в действие во 2-м полугодии 1998 года.

На 01.01.98 УППГ — 8 работают 27 добывающих скважин со среднесуточным дебитом 520 тыс. м³. Отбор газа за 1997 год составил 3,05 млрд. м³ газа, с начала разработки — 5,65 млрд. м³. Пластовое давление по эксплуатационной зоне составляет 9,28 МПа, по всей зоне УППГ — 8 — 9,41 МПа.