Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ Российской Федерации Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ государственный НЕФТЕГАЗОВЫЙ университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра «Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений»

Заочно-сокращенная форма Курсовая работа по дисциплине: «Скважинная добыча и подземное хранение газа»

на тему: «Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения»

Выполнил: студент гр. НРГзс-10

Проверил: доцент Шешуков Н.Л.

Тюмень 2013

Содержание Введение

1. Краткий физико-географический очерк района

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоника

2.3 Газоносность

2.4 Физико-химическая характеристика газа

2.5 Запасы газа

3. Анализ проектных показателей разработки

3.1 Основные проектные показатели

3.2 Анализ отборов газа

4. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

4.1 Система сбора газа

4.2 Технология подготовки газа Выводы и заключение ЛИТЕРАТУРА

Введение

месторождение газ разрез Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части полуострова Ямал и является базовым месторождением этого района. Оно входит в состав так называемой Бованенковской группы газоконденсатных месторождений, в которую входят еще крупные Харасавэйское и Крузенштерновское месторождения, в настоящее время наиболее подготовленые к освоению, с крупными суммарными запасами газа и конденсата.

Район месторождения характеризуется суровыми природно-климатическими условиями, наличием толщи многолетнемерзлых пород мощностью до 300 м, что усложняет его промышленное освоение.

Лицензия на добычу газа из залежей Бованенковского месторождения и геологическое изучение нижележащих отложений, с последующей их разработкой, принадлежит ООО «Газпром добыча Надым».

В 2003 году ВНИИГАЗом, при участии ТюменНИИгипрогаза, были разработаны коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, которыми рекомендован к внедрению вариант I разработки этих залежей с годовым отбором газа на период постоянной добычи 115 млрд. м3

На разных этапах проектирования по Бованенковскому НГКМ проработаны варианты разработки сеноман-аптских отложений на годовые отборы газа — 160, 115 и 85 млрд. м3 и по ранее принятым проектным решениям на месторождении отсыпано семь кустовых площадок и пробурено 60 скважин — 50 эксплуатационных, 7 наблюдательных, 3 ликвидировано. В 2013 г. Бованенковское месторождение введено в промышленную разработку.

1. Краткий физико-географический очерк района Бованенковское НГКМ расположено в северо-западной части полуост-рова Ямал в 450 км к северу от г. Салехард. В административном отношении месторождение находится в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономно-го округа.

Рис. 1.1. Обзорная карта газовых и нефтяных месторождений севера Тюменской области Территория месторождений расположена в зоне с суровыми климатическими условиями, которые характеризуются холодной продолжительной (около девяти месяцев) зимой с сильными ветрами, частыми метелями и прохладным коротким (около двух месяцев) летом с моросящими осадками. Наиболее теплыми месяцами считаются июль и август со значениями средних многолетних температур воздуха от +5,5С до +6,9С. Среднемноголетние амплитуды температур воздуха составляют порядка 30С (табл.1.). Абсолютный минимум температуры воздуха составляет -52С, абсолютный максимум +30С.

Переход суточных температур через 0С осенью обычно происходит во второй половине сентября, когда ложится снег, и формируется ледовый покров на озерах. Весенняя инверсия среднесуточной температуры воздуха, как правило, отмечается в конце мая — начале июня. Летом дневные температуры воздуха обычно варьируют в пределах 10−15С. На этом, типичном для района, фоне начиная с 1988 года был выделен ряд лет с аномально теплыми погодными условиями в июле, когда в течение 7−12 дней дневной максимум достигал 25−28С. Кроме того, различными исследователями начиная с середины 60-х годов на севере России повсеместно отмечается климатическое потепление, связанное с повышением температур воздуха зимнего периода.

Годовое количество осадков, среднее за многолетний период, по данным тех же метеостанций колеблется в пределах 264−288 мм. Южнее и севернее исследуемой территории величина среднегодового количества осадков значительно больше — 320−460 мм и более. Снежный покров устанавливается во второй половине сентября и сохраняется в течение 9−9,5 месяцев.

Таким образом, суровые климатические условия района с низкими температурами воздуха и большими амплитудами их колебаний являются важным фактором, определяющим условия существования и развития мерзлых толщ. Тепловое состояние многолетнемерзлых пород регулируется неравномерным накоплением снега вследствие его ветрового перераспределения по площади. На фоне прохладного лета с моросящими осадками аномально неравномерное выпадение дождей ливневого характера, наблюдающееся в последние годы, вызывает активизацию водноэрозионных и склоновых процессов.

Территория месторождения — это плоская аккумулятив-но-эрозионная равнина, которая расчленена речной и овражной сетью, силь-но заозерена и заболочена. Абсолютные отметки поверхности — от 0,5—3 м на низких поймах до 41—45 м на местных водоразделах. Равнина имеет двух-ступенчатое строение: верхняя ступень представлена останцами III морской верхнеплейстоценовой террасы и надпойменных верхнеплейстоцен-голоцено-вых террас, а нижняя ступень — плоскими поверхностями пойм рек Надуйяхи, Сеяхи, Мордыяхи.

Суровые природно-климатические условия делают район работ труднодоступным для освоения. Населённые пункты на площади месторождения отсутствуют, в 30 км к западу находится фактория МордыЯха. Основной транспорт в районе — авиация, зимой возможна доставка грузов по зимникам. В летнее время грузы могут доставляться северным морским путём на базу Харасавэй или речными судами из Салехарда до Нового Порта. Аэропорт в районе пос. Харасавэй связан регулярными рейсами с Салехардом и Воркутой. Ближайшая железнодорожная станция — Лабытнанги.

Население района: ненцы, русские, татары, коми, ханты. Плотность населения 8 человек на 100 км². Основное занятие местного населения — рыбная ловля, оленеводство, звероводство, охота.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Палеозойская группа На Бованенковском месторождении породы палеозойского фундамента вскрыты шестью скважинами. Наиболее полно разрез вскрыт скв. 116, фундамент которой вскрыт на глубине 3300 м. Породы фундамента представлены аргиллитом черным, плотным, переслаивающимся с алевролитом, содержащим включения молочного кварца; сланцами от серых до черных, плотными, с характерными следами скольжения.

Мезозойская группа Триасовая система Скважины, вскрывшие домезозойский фундамент, прослеживают наличие коры выветривания толщиной 10−12 м. По шламу, вынесенному из призабойной зоны скв. 67 (3422 м — забой) определен состав пород: преобладает кварц, отмечается каолин, гидрослюды, гидроокислы железа, сидерит, карбонат. Наблюдаются включения кварцево-серицитовых пород с четкой сланцевой текстурой. Триасовый возраст коры выветривания предполагается по аналогии с другими районами Западно-Сибирской равнины.

Юрская система Нижняя — средняя юра В разрезе Бованенковского месторождения выделяется семь свит ранне-среднеюрского возраста: зимняя, левинская, джангодская, лайдинская, вымская, леонтьевская, малышевская.

Зимняя свита. Отложения этой свиты вскрыты в сводовых скважинах южного купола структуры на отметках 3167−3190 м. На северо-восточном крыле в скважинах 116 и 67 отмечается резкое погружение до глубины 3350 м. Керном отложения свиты не представлены. По аналогии с Усть-Енисейским районом свита представлена прибрежно-морскими сероцветными песчаниками с прослоями глин и алевролитов с микрофауной. Толщина свиты — 10−12 м.

Левинская свита. По данным керна скв. 97 в интервале 3120−3134 м свита сложена мощной пачкой аргиллитов черных, слюдистых, плитчатых, толщиной 200 м.

Джангодская свита. В составе свиты выделяются две песчаные (верхняя и нижняя) и глинистая (средняя) пачки. Нижняя песчаная пачка сложена проницаемыми породами перспективными в нефтегазоносном отношении (пласты Ю13 и Ю14, толщиной 80−90 м). К верхней песчаной пачке приурочены залежи пластов Ю10 и Ю12. Толщина свиты — в среднем 350 м.

Лайдинская свита. По данным ГИС в составе свиты выделяются две пачки: нижняя (преимущественно аргиллиты) и верхняя (сложенная песчаниками, алевролитами и аргиллитами). Свита вскрыта в южном своде структуры на глубине 2767 — 2789 м и углубляется к северо-востоку до 2882 — 2887 м. Толщина свиты — от 69 м до 82 м.

Вымская свита. Свита вскрыта в своде структуры на глубине 2654 м, к периферии погружаясь до 2784 м. Характеризуется более высокой песчанистостью по отношению к нижележащим отложениям. В разрезе свиты преобладают песчаники и алевролиты, аргиллиты имеют подчиненное значение. Песчаники часто имеют известковистый цемент. На плоскостях напластования отмечаются налеты углистого детрита и включений обугленной древесины. В составе свиты выделяется газоконденсатная залежь в пластах Ю6 — Ю7. Толщина свиты — от 95 м до 102 м.

Леонтьевская свита. Глубина вскрытия — 2537 — 2880 м. Отложения накапливались в прибрежно-морских условиях. Керном не представлена. По данным ГИС сложена аргиллитами.

Малышевская свита. Свита представлена преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов и глин с редкими пропластками угля и углистого детрита. Возраст ее устанавливается по фауне моллюсков, фораминиферам и спорово-пыльцевым спектрам. В составе свиты выделяются две газоконденсатные залежи Ю2-Ю3. Толщина свиты — от 52 до 68 м.

Верхняя юра Верхнеюрские отложения на Бованенковской площади представлены абалакской и баженовской свитами.

Абалакская свита представлена толщей аргиллитов черных, слюдистых, плитчатых. Толщина свиты — 65−82 м.

Баженовская свита представлена аргиллитами светлои темно-серыми до черных, плотными, твердыми, мелкоотмученными. По результатам ГИС породы характеризуются повышенным электрическим сопротивлением, вследствие чего служат региональным репером. Толщина свиты — от 0 до 36 м.

Меловая система Нижний мел Берриас-валанжин-нижний готерив Ахская свита. В низах мела выделяется региональная ахская свита. По данным ГИС разрез ахской свиты на Бованенковском месторождении представлен двумя пачками: нижняя глинистая с редкими маломощными прослоями проницаемых пород, которые по площади выделяются в перспективные пласты БЯ7 и БЯ5. Керном не охарактеризованы. Верхняя пачка более опесчанена и состоит из переслаивания песчаных и глинистых разностей. В составе верхней толщи свиты выделяют пласты БЯ2, БЯ4, БЯ5. Породы этих пластов представлены в основном песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, переслаивающимися с черными аргиллитами. Толщина свиты в среднем составляет 520 м.

Верхний готерив — апт Танопчинская свита. Отложения свиты являются основным продуктивным комплексом. В целом разрез танопчинской свиты представлен мощным комплексом неравномерно-переслаивающихся песчаников, алевролитов, глин и углей континентального облика.

В низах танопчинской свиты выделены три продуктивных горизонта (БЯ1, ТП18, ТП16−17). В пласте БЯ1 песчаники литологически однородные с прослойками углистого материала. В пласте ТП18 увеличивается содержание глинистых пород, отмечается обуглившийся детрит. Пласт ТП16−17 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов слоистых за счет глинистого материала, содержатся прослои угля толщиной до 20 см.

Для вышележащей части танопчинской свиты характерно обилие углистого материала. Все песчаники и алевролиты в различной степени подвержены вторичным изменениям, керн представлен каолинизированной породой. Такие рыхлые породы встречаются по всему разрезу свиты, в том числе и в верхней ее части. Глины танопчинской свиты существенно отличаются окраской и составом. Отличительной особенностью разреза является наличие прослоев темно-серых, практически черных, сильно углефицированных аргиллитов и углей толщиной от 0.5 до 5−7 м. Толщина свиты — до 900 м.

Альбский ярус Яронгская свита. В разрезе полуострова Ямал прослеживается лишь нижняя подсвита. Литологически эта подсвита представлена толщей морских глин, содержащих сравнительно выдержанные по площади пласты песчаных пород. Общая толщина отложений яронгской свиты изменяется от 150 до 195 м.

Верхний альб-сеноман Марресалинская (Ханты-мансийская) свита. Свита подразделяется на две пачки. Нижняя пачка, более глинистая, представлена серыми алевролитами с прослоями темно-серых алевролитовых глин, много углефицированных растительных остатков. В нижней пачке свиты выделены следующие продуктивные горизонты: ПК9, ПК10, ХМ1 и ХМ2. Толщина пачки — 300−500 м.

Верхняя пачка сложена исключительно рыхлыми песчаниками и алевролитами светло-серыми, преимущественно мелкозернистыми, в разной степени слюдистыми, с характерными горизонтальным и волнистым типами слоистости, обусловленными присутствием тонких прослоев глинистого материала. В верхней пачке свиты выделен продуктивный горизонт ПК1 (сеноман). Толщина пачки — 50−120 м.

В породах марресалинской свиты определены редкие фораминиферы и спорово-пыльцевые комплексы. Отложения формировались в условиях низменной суши и мелкого опресненного моря.

Туронский ярус Кузнецовская свита. Отложения свиты представлены глиной темно-серой, почти черной, слабослюдистой, известковистой, с линзами светло-серого алевролита. Толщина — 30−50 м.

Коньяк-сантон-кампан Березовская свита сложена серыми опоковидными глинами, алевритистыми, слюдистыми. Иногда глины переходят в алевролиты серые, крупнозернистые, глауконит-кварцевые, глинистые. Толщина свиты — 250−350 м.

Маастрихт-дат Ганькинская свита. Отложения свиты представлены зеленовато-серыми, монтмориллонитовыми глинами с примесью гидрослюды, глауконита, чешуек мусковита.

Кайнозойская группа Палеогеновая система Палеоцен Тибейсалинская свита представлена темно-серыми и серыми глинами с многочисленными мелкими линзовидными и линзогнездовидными включениями кварцевых и кварц-глауконитовых песчаников.

Четвертичная система Отложения этого возраста представлены в основном песками, алевролитами и глинами с включениями обугленных растительных остатков и обломков макрофауны. В нижней части разреза встречаются гальки и гравий. Толщина отложений — 60−80 м.

2.2 Тектоника Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в западной части Нурминского нефтегазоносного района Ямальской нефтегазоносной области и приурочено к крупнейшей на Ямале структуре первого порядка — Нурминскому мегавалу. Мегавал имеет протяженность около 300 км и осложнен четырьмя крупнейшими структурами II-го порядка: Бованенковским куполовидным поднятием, Арктическим и Харасавэйским валами, Крузенштернским куполовидным поднятием. Бованенковское куполовидное поднятие подразделяется на две структуры III-го порядка: Бованенковскую и Северо-Бованенковскую, разделенные прогибом субширотного простирания. По кровле фундамента Бованенковская структура оконтуривается изогипсой «минус 3700 м» — «минус 3750 м» и имеет высоту 540 м по южному поднятию и 150 м — по северному. Размеры южного поднятия — 32×33 км, а северного — 25×10 км. По кровле юрских отложений сохраняется полная унаследованность и сходимость структурных планов. Бованенковское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой «минус 2850 м». Высота осложняющих его поднятий в два раза меньше. Южное куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой «минус 2650 м», имеет размеры — 21×24 км и высоту — 250 м, а северное субширотное поднятие оконтуривается изогипсой «минус 2700 м», имеет размеры -26×8 км и высоту — около 60 м. По кровле юрских продуктивных пластов, по данным бурения, структуры имеют аналогичную форму. На территории месторождения сейсморазведкой и частично бурением закартирована сеть предполагаемых и явно установленных разрывных тектонических нарушений по кровле фундамента и в юрских отложениях. Основной субширотный разлом отделяет северное поднятие от прогиба и южного поднятия. По кровле вышележащих пластов структурный план существенно меняется. До кровли пласта ТП10−11 сохраняется небольшой северный купол с вершиной в районе скв. 78 и отчетливо выражен южный купол. В вышележащих пластах северная часть переходит в погружение. По кровле горизонта ТП1−6 по изогипсе «минус 1460 м» размеры структуры — 34×57 км, высота — 285 м. По кровле сеномана по изогипсе «минус 700 м» размеры структуры — 30×65 км, высота — 178 м.

2.3 Газоносность На основе геолого-геофизических и промысловых данных в настоящее время в разрезе Бованенковского месторождения выделены четыре эксплуатационных объекта (табл. 2, по данным ВНИИГАЗА, 1986 г.).

Таблица 2.1

Эксплуатационные объекты Бованенковского НГКМ

Залежи газоносных пластов от ТП7 до ТП15−16 включительно небольшие по запасам, содержат газовый конденсат, изучены недостаточно, а их суммарные запасы категории С1 составляют около 233 млрд. м3. Отмечены также газоконденсатные залежи в пластах низов танопчинской свиты и юрских отложений, которые в настоящее время слабо изучены.

Ниже представлена характеристика залежей эксплуатационных объектов.

Под глинистой толщей верхнего мела на небольших глубинах от 530 до 800 м расположена сеноманская залежь (рис. 2.1.). Залежь по типу массивная. Как и на других хорошо изученных месторождениях, в отложениях сеноманской продуктивной толщи на данном месторождении преобладают песчаные и алевролитовые разности, а глинистые включения имеют преимущественно линзовидное залегание. Доля коллекторов в продуктивном разрезе составляет в среднем более 80%, а в своде песчанистость превышает 90%, достигая наибольшей величины 97%, т. е. в своде практически весь разрез является газонасыщенным.

Положение ГВК достаточно надежно определяется по геофизическим данным в большинстве скважин и находится в сравнительно узком интервале отметок минус 667 — минус 673 м, средняя величина минус 670 м. Это положение ГВК по ГИС подтверждается данными испытания скважин и принято при утверждении запасов ГКЗ СССР.

Залежь газа ХМ1 сравнительно небольшого по мощности пласта ПК11 имеет большую площадь, причем из-за малой мощности межконтурная зона весьма узкая и ГВК вскрыт всего в одной скв.68 на отметке -1272,1 м. При испытании интервала на 2 м ниже получен приток газа с водой. ГВК принят на отметке -1276 м. Залежь пластовая сводовая, высота 216 м, размеры 50 20,5 км.

Положение ГВК достаточно надежно определяется по геофизическим данным в большинстве скважин и находится в сравнительно узком интервале отметок минус 667 — минус 673 м, средняя величина минус 670 м. Это положение ГВК по ГИС подтверждается данными испытания скважин и принято при утверждении запасов ГКЗ СССР.

Рис. 2.1. Бованенковское месторождение. Продольный геологический разрез

по линии скважин 73, 35, 56, 74, 100, 71, 61, 78, 77, 64

Залежь газа ХМ1 сравнительно небольшого по мощности пласта ПК11 имеет большую площадь, причем из-за малой мощности межконтурная зона весьма узкая и ГВК вскрыт всего в одной скв.68 на отметке -1272,1 м. При испытании интервала на 2 м ниже получен приток газа с водой. ГВК принят на отметке -1276 м. Залежь пластовая сводовая, высота 216 м, размеры 50 20,5 км.

Газовая залежь ХМ2 (пласты ПК12 — ПК13) также пластовая сводовая, вскрыта всеми скважинами, в межконтурной зоне только в 4 скважинах, но ни в одной из них ГВК уверенно не отбивается. ГВК принят на отметке -1350 м, высота залежи 265 м, размеры 56 25 км.

На 150−200 м ниже, под глинами альба, выделяется несколько мощных пачек терригенных коллекторов, относящихся к апту. На полуострове Ямал эта продуктивная толща (танопчинская свита) распространена регионально. Отличительной особенностью танопчинской свиты является неповсеместная выдержанность глинистых экранов, разделяющих коллекторские пачки на отдельные горизонты. Это связано не только с изменчивой мощностью глинистых экранов по простиранию, но и огромными размерами залежей. В связи с этим на различных месторождениях сформировалось разное число продуктивных горизонтов.

На Бованенковском месторождении залежь пластов ТП1−6 принимается единой, хотя отбивки положения ГВК изменяются в довольно больших пределах. Глинистые разделы между пластами ТП1 -ТП6 не прослеживаются по всей площади газоносности, весь продуктивный разрез характеризуется невыдержанностью и изменчивостью. При разделении рассматриваемой группы пластов на несколько отдельных подсчетных, объектов положение ГВК по имеющимся данным ни по одному пласту не является горизонтальным, а тенденция наклона контакта по залежи в целом и по отдельным пластам не согласуется с региональной закономерностью снижения напоров в северном направлении. ГВК залежи пластов ТП1−6 представляет собой сложную поверхность. Разница предельных значений отметок (от -1430,6 м в скв.62 до -1480 м в скв.80) составляет около 50 м.

Средняя отметка ГВК в залежи пластов ТП1−6 составляет -1460 м, высота залежи — 297 м.

2.4 Физико-химическая характеристика газа Состав газа сеноманской залежи (пласт ПК1): CH4 -99,04%, C2H6 — 0,028%, C3H8 — 0,007%, i C4H10 — следы, nC4H10 -0,003%, C+5 — не обнаружено, CO2 — 0,062%, N2 — 0,855%, плотность газа относительно воздуха — 0,559. Газ метановый, сухой, тяжёлые углеводороды либо отсутствуют, либо зафиксированы их следы.

Состав газа по пласту ТП1−6 следующий: CH4 -96,37%, C2H6 — 2,89%, C3H8 — 0,05%, i C4H10 — следы, nC4H10 — 0,03%, C+5 — 0,01% и потенциальное содержание C+5 в пластовом газе 0,65 г/м3, CO 2 — 0,22%, N2 — 0,43%, плотность газа относительно воздуха — 0,573. Газ пласта ТП1−6 с несколько меньшим содержанием метана, возрастает количество этана, и присутствует конденсат.

2.5 Запасы газа Балансовые запасы газа на 01.01.1999 года по месторождению по категории С1 составляют- 4 375 128 млн. м3, остаток от утверждённых ГКЗ запасов газа — 3 565 358 млн. м3.

Балансовые запасы по сеноманской залежи (пласт ПК1) составляют 860 381 млн. м3, утверждённые запасы — 870 779 млн. м3, остаток на 01.01.1999 года по категории С1 — 860 381 млн. м3. Балансовые запасы по категории С1 (пласт ТП 1−6) составляют 2 216 933 млн. м3, утверждённые запасы — 2 031 433 млн. м3, остаток на 01.01.1999 года — 2 031 433 млн. м3.

3. Анализ проектных показателей разработки

3.1 Основные проектные показатели

Анализ технико-экономических показателей свидетельствует о том, что наиболее эффективным вариантом является вариант с отбором газа 115 млрд. м3/год, на седьмой год разработки, период постоянных отборов продлится 11 лет. Уменьшение годового отбора из сеноман-аптских газовых залежей приведет к форсированному вводу в разработку Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений. Увеличение — к форсированному вводу в разработку Харасавэйского, Крузенштерновского, Северои Южно-Тамбейского месторождений после начала падающей добычи.

Таким образом, коррективы к проекту разработки выполненные ООО «ВНИИГАЗ» в 2003 г. и утвержденные ОАО «Газпром» в 2004 г. являются последним утвержденным и, следовательно, действующим в настоящее время документом по разработке сеноман — аптских залежей Бованенковского месторождения, в котором рассмотрены показатели его разработки по трем вариантам, отличающимися уровнями годовых отборов газа в период постоянной добычи: 115, 145 и 90 млрд. м3. Ниже дается анализ этих показателей.

3.2 Анализ отборов газа

Объектами разработки Бованенковского месторождения являются газовые залежи сеномана (пласт ПK1) и верхней части танопчинской свиты (пласты: ПК9−10, XM1−2, TП1−6, ТП7−11).

Запасы газа сеноман-аптских продуктивных отложений были утверждены ГКЗ СССР в 1982 г. В 2003 году ООО «Газгерс» произвел пересчет запасов, в результате которого они уменьшились на 14,2%.

Анализ результатов сравнения пересчитанных запасов газа с балансовыми, утвержденными ГКЗ СССР в 1982 году, показывает, что основные изменения связаны с базовыми залежами:

сеноман (ПK1) — уменьшение на 17,2%;

апт (TП1−6) — уменьшение на 19,0%.

По остальным продуктивным пластам изменения менее значительны. Учитывая, что до настоящего времени возможные изменения запасов газа не рассмотрены в ГКЗ РФ и, согласно техническому заданию, при проектировании разработки в «Коррективах» использованы запасы газа, утвержденные ГКЗ СССР в 1982 году.

На основе анализа геологического строения залежей, термобарических условий, местоположения ГВК и т. д. для проектирования разработки сеноман-аптских отложений выделено два эксплуатационных объекта:

— I эксплуатационный объект — сеноманская газовая залежь массивного типа (пласт ПК1);

— II эксплуатационный объект — газовые залежи пластов ПК9−10, XM1−2, ТП1−6 (массивная залежь), ТП7−11.

Базовыми объектами разработки в сеноман-аптском продуктивном комплексе являются пласты: ПК1 и ТП1−6, в которых сосредоточено соответственно 25,1 и 58,6% от начальных запасов газа комплекса в целом. На остальные три залежи (ПК9−10, XM1−2 и ТП7−11) приходится 16,3%.

Расчеты технологических показателей разработки газовых залежей сеноман-аптского продуктивного комплекса проводились по трем вариантам, отличающимся уровнями годовых отборов в период постоянной добычи газа:

115 млрд. м3 (варианты I, Iб) — позволит загрузить четыре нитки МГ;

145 млрд. м3 (вариант II) — пять ниток МГ;

90 млрд. м3 (вариант III) — три нитки МГ.

4. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

4.1 Система сбора газа Для размещения 743 эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении необходимо отсыпать 56 кустовых площадок, обеспечивающих расположение от 7 до 21 скважины в кусте с расстоянием между устьями 20 м.

Строительство кустовых площадок ведется на основе изыскатальских работ (бурение параметрических скважин с отбором керна и его исследованием).

Кустовые площадки располагаются на участках с льдистостью до 40% верхней части многолетнемерзлых пород.

Кустовые площадки переносятся при наличии на проектных участках пластовых или линзовидных тел льда, с льдистостью более 40%.

Предусмотрено осуществлять подвеску НКТ до кровли продуктивного пласта. Рекомендована пакерная схема эксплуатации скважин.

Беспакерная схема требует согласования в органах Госгортехнадзора РФ.

Фонтанные арматуры скважин ориентированы вдоль линии расположения скважин (направления движения станка).

4.2. Технология подготовки газа

Ниже рассмотрены возможные технологии подготовки газа к транспорту с позиции целесообразности их использования в условиях Бованенковского месторождения.

Абсорбционная осушка газа не может быть использована на газовых промыслах ямальских месторождений.

Адсорбционная осушка в сочетании с СОГ и применением комбинированного адсорбента способна обеспечить выполнение всех требований к подготовке газа.

Низкотемпературная сепарация (НТС) также обеспечивает выполнение всех требований, предъявляемых к технологии подготовки газа. Она имеет несколько модификаций, общим требованием для которых является высокая эффективность сепарации в концевом низкотемпературном сепараторе: капельный унос жидкой фазы не должен превышать 2…5 мг/м3. Технологии НТС с ТДА обладают высокой степенью готовности к реализации, поскольку на газодобывающих промыслах накопился многолетний положительный опыт эксплуатации низкотемпературных технологий и турбохолодильной техники. Технология принята к реализации на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях решением № 7 экспертизы РАО «Газпром» от 13.10.93 г. и включена в «Коррективы ТЭО обустройства Бованенковского и Харасавэйского месторождений», выполненного ЮЖНИИГИПРОГАЗом в 1993 году.

Пластовый аптский газ в начальный период эксплуатации (8 лет) дросселируется до давления 8,5 МПа и, пройдя сепаратор С-1, направляется на установку адсорбции.

При падении давления перед УКПГ ниже 8,5 МПа на 9-м году вводится I-я очередь дожимной компрессорной станции (6 ГПА единичной мощностью 16 МВт). Ввод II-ой очереди ДКС (6ГПА) — на 18 году.

Содержание «тяжелых» углеводородов в пластовом газе принято равным 2,5 г/м3. Для обеспечения транспорта газа в «сухом» режиме количество конденсата, извлекаемого в адсорбере, составляет около 1,5 г/м3.

«Сырой» газ проходит сверху вниз через адсорбер, где из него удаляется вода, метанол (при наличии) и углеводородный конденсат, очищается от унесенных твердых частиц в фильтре Ф-1 и направляется на охлаждение в СОГ и далее, с давлением 7,5 МПа и температурой минус 2 … 7 °C. — в магистральный газопровод.

Часть осушенного и отбензиненного газа (15%) дожимается компрессором Кр₁ на 0,3 МПа нагревается в печи П-1 до 290 °C и подается снизу вверх для нагрева адсорбера, находящегося в стадии регенерации, и удаления адсорбированных компонентов из адсорбента. Затем охлаждается в воздушном холодильнике Вх-1, отделяется от сконденсированной жидкости в сепараторе С-2 и возвращается на повторную адсорбцию с потоком «сырого» газа.

В стадии охлаждения скомпримированный газ проходит адсорбер сверху вниз, охлаждается в АВО, сепарируется и также возвращается на адсорбцию.

В связи с тем, что пропан-бутановые холодильные установки выпускаются с приводом от газовой турбины мощностью 8000 кВт (НК14-СТ), целесообразно делать единую станцию охлаждения газа на весь объем обработки.

Варианты технологии НТС.

Сырой пластовый газ поступает в сепаратор 1 ступени С-1, где отделяется метанольная вода и конденсат, которые сбрасываются в разделитель Р-1. Отсепарированный газ поступает в теплообменник Т-1, где охлаждается встречным потоком холодного газа, идущего из низкотемпературного сепаратора С-3. Часть отсепарированного газа из сепаратора С-1 идет на ДКС, для повышения давления и затем смешиваясь с остальным отсепарированным газом охлаждается в воздушном холодильнике, перед которым в поток газа впрыскивается метанол для предотвращения гидратообразования и далее также поступает в теплообменник Т-1. После теплообменника Т-1 охлажденный газ поступает в промежуточный сепаратор С-2 для отделения сконденсирвавшихся воды и конденсата. Из промежуточного сепаратора С-2 газ поступает на турбину турбодетандерного агрегата, где путем политропического расширения на лопатках турбины достигается его глубокое охлаждение. Полученная на турбине работа передается на вращение компрессора К.

Осушенный в С-3 до точки росы ниже минус 20оС холодный газ проходит теплообменники Т-2 и Т-1 и поступает на прием компрессора турбодетандерного агрегата, где его давление повышается выше давления магистрального газопровода, охлаждается в воздушном холодильнике и в теплообменнике Т-2 после хозрасчетного измерения расхода отправляется в магистральный газопровод.

Промысловую подготовку газа к дальнему транспорту рекомендуется осуществлять на трех УКПГ по технологии низкотемпературной сепарации среднего давления. Предлагаемая технология позволяет осуществить однофазность транспортирования продукции за счет высокой эффективности сепарации (унос жидкости до 2 мг/м3) и использование только двух реагентов.

Выводы и заключение

1. Бованенковское НГКМ расположено в северо-западной части и является базовым месторождением полуострова Ямал.

2. Район местоположения характеризуется суровыми природно-климатическими условиями, наличием слоя многолетнемерзлых пород толщиной до 300 м, что усложняет его промышленное освоение.

3. На разных этапах проектирования по Бованенковскому НГКМ проработаны варианты разработки сеноман-аптских отложений на годовые отборы газа — 160, 115 и 85 млрд. м3.

4. На основе анализа геологического строения залежей, термобарических условий, местоположения ГВК и т. д. для разработки выделено два эксплуатационных объекта:

— I эксплуатационный объект — сеноманская газовая залежь пластово-массивного типа.

— II эксплуатационный объект — залежи ПК9−10, XM1−2, ТП1−6, ТП7−11.

5. Расчеты технологических показателей разработки проводились по трем вариантам, из которых к реализации принят 1-ый вариант с уровнем годовой добычи газа 115 млрд. м3, для обеспечения которого необходимо пробурить 743 эксплуатационные скважины в основном наклонно-направленные и субгоризонтальные.

6. Для размещения эксплуатационных скважин необходимо отсыпать 56 кустовых площадок, обеспечивающих расположение от 7 до 21 скважин в кусте с расстоянием между устьями 20 м.

7. Конструкция скважин включает эксплуатационную колонну Ш250,8 до глубины 250 м и Ш168 мм до забоя и лифтовые теплоизолированные трубы ЛТТ Ш168 в интервале 0−200 м и Ш114 с пакером до верхних отверстий перфорации.

8. Подготовку газа к дальнему транспорту рекомендуется осуществлять на трех УКПГ по технологии НТС среднего давления, с применением турбодетандерных агрегатов.

«Комплексный проект разработки газовых месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское)», Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 1986 г.

«Коррективы к проекту разработки и основные технические решения для проектирования обустройства Бованенковского месторождения», Москва-Тюмень, ООО «ВНИИГАЗ» и ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1992 г.

«Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ», Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2003 г.