Анализ технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ-1В Ямбургского месторождения

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

/

/

Введение

В настоящее время неокомские залежи Ямбургского ГКМ эксплуатируются на УКПГ-1В, УППГ-2В и УППГ-ЗВ. Подготовка добываемого газа осуществляется на УКПГ-1В.

Действующий фонд скважин по установкам постоянно снижается в среднем на 3 скважины в квартал. Основными причинами остановки скважин являются: обводнение самых продуктивных пластов БУ₈³ и БУ₃¹, неудовлетворительное техническое состояние эксплуатационных колонн, высокий темп падения пластового давления.

На УКПГ - 1В ежегодный прирост добычи газа сепарации прекратился с 2002 года, и наметилась тенденция к его снижению. Это связано с падением пластового давления в зоне промысла, отсутствие возможности снижения давления на входе в ЗПА, обусловленное технологическим процессом.

Увеличение добычи на УППГ-2В - результат ввода в эксплуатацию новых скважин: 203 (03,08), 20803, 209 (02,04), 211 (01,02,03,04,06,08,09), 20607, 214 (05,06), 220 (01,02,03,04,06,09), 224 (01,03,05,09,10). Но следует обратить внимание на резкое снижение пластового давления, вызванное интенсивными отборами из дренируемой зоны промысла, что приведет к снижению удельного выхода конденсата, вследствие формирования глубокой депрессионной воронки.

На УППГ-3В продолжается падение добычи, вызванное высокими темпами снижения пластового давления. В 2012 году 8 скважин выбыло в бездействующий фонд по причине низких устьевых параметров и обводнения высокопродуктивных пластов: 30104, 30204, 30806, 30905, 31106, 31203., 321 (07,09).

Низкие скорости движения потока газа не обеспечивают вынос жидкости с забоя, приводят к нарушению температурного режима и самопроизвольной остановке скважин. Проведенные в 2012 году работы по интенсификации притока газа, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, приобщению эксплуатационного объекта с более высоким пластовым давлением относительно вскрытого объекта, обеспечили восполнение фонда.

Технологический режим работы неокомских скважин в 2012 году в целом соблюдался. Ввод новых скважин по эксплуатационной зоне УППГ-2В позволил уменьшить нагрузку на зоны УКПГ-1В и УППГ-3В и поддерживать годовую добычу на уровне 2010 года.

Промысловая подготовка газа на УКПГ-1В производится с применением процесса низкотемпературной абсорбции (НТА) при давлении 5,5-6,5 МПа и температуре минус 25°С, что обеспечивает качество газа согласно требованиям ОСТ 5 1.40-93 - температуру точки росы по влаге и углеводородам не выше минус 25°С, максимально полное извлечение углеводородов С₃₊, круглогодичное поддержание температуры газа и конденсата на выходе с УКПГ-1В на уровне минус 2°С для предотвращения протаивания многолетнемерзлых грунтов в зоне прокладки трубопровода.

Согласно Протоколу №46-К-Р/98 на стадии ОПЭ к реализации принят вариант 4 с годовым уровнем отбора пластового газа в объеме 15 млрд. м³ в год. Генеральный проектировщик - ОАО «Институт Южниигипрогаз». Первая очередь УКПГ-1В введена в эксплуатацию в 1991 г., Вторая - в 1999 г. Технологический регламент является основным документом, определяющим технологический режим и порядок проведения операций технологического процесса УКПГ-1В. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным и обеспечивает надлежащее количество и качество выпускаемой продукции, рациональное и экономичное ведение производственного процесса, сохранность оборудования и безопасность работ.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения по месторождению

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове на территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Рис. 1.1).

Ближайшим населенным пунктом является вахтовый поселок Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Расстояние от райцентра (по прямой) до Салехарда составляет 520 км, до Тюмени - 1300 км. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ.

Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой - ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губам. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также круглогодично вертолетами.

Населенность района крайне редкая. Население состоит из ненцев, хантов и русских. Основные занятия местного населения - оленеводство, рыболовство, звероводство, охота, работа в газонефтеразведке и газодобыче.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта газовых месторождений севера Тюменской области

В оргидрографическом отношении площадь работ представляет собой слабо всхолмленную равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 - 1.0 м/сек. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Почва междуречий сильно заболочена. Для территории месторождения характерны большая заозеренность водораздельных пространств и наличие старичных озер по долинам крупных рек. Максимальная глубина озер составляет 0,5-5,6 м.

Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0.3 до 1.5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до двух - пяти метров и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.

Большая часть площади покрыта мхами и лишайниками. По берегам рек встречается кустарниковая растительность - полярные ивы и карликовые березы высотой до 1.5 м.

Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года - январь, морозы достигают минус 50 - 58°С. Среднемесячная температура воздуха минус 27°С. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2.0 м, на водоразделах 0,6 - 0,8 м.

Наиболее теплый месяц в году - август. Температура в отдельные дни повышается до плюс 27 + 30°С, а при вторжении арктических масс воздуха летом (июль-август) температура понижается до минус 5-6°С. Среднегодовая температура составляет минус 8-10°С. Преобладающее направление ветров в холодный период - южное и юго-западное, в теплый - северо-восточное. Годовое количество осадков составляет 350 - 400 мм, основная их часть выпадает в весенне-осенний период.

Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники - реки и озера.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, которые представлены песками различной зернистости, супесчано-суглинистыми осадками, редко грубообломочными породами. Мелкозернистые пески, характеризующиеся малым содержанием глинистого материала и вследствие этого высокой фильтрационной способностью, используются для отсыпки насыпей и устройства подстилающего слоя автодорог. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси применяются в качестве наполнителей в бетоны и как балластный материал различного назначения.

Среди аллювиальных отложений террасового комплекса выделяются глины и суглинки. Глины относительно высоко дисперсные, умеренно пластичные, не известковые, применяются для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных буровых глинистых растворов.

На северо-западном побережье Тазовского полуострова расположено Кругломысское проявление песчано-гравийной смеси и представлено средне- и мелкозернистыми песками, обогащенными гравием и галькой. Наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси порядка 65 млн. м³.

На северо-востоке Тазовского полуострова расположен Ворк-Яхский участок кирпично-керамзитовых глин, которые пригодны для производства обыкновенного глиняного кирпича и для керамзитового гравия. Запасы участка составляют порядка 225.0 млн. м.

В 50-60 км на юго-восток от Ямбургского месторождения, в среднем течении реки Хадуттэ выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка. Запасы строительного песка в долине р. Хадуттэ оцениваются выше одного млрд. м³.

1.2 Геологическая изученность и история открытия месторождения

Широкое изучение территории Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах. До этого времени геолого-геофизические работы носили случайный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели. Для проведения планомерных нефтегазопоисковых работ в пределах исследуемой территории в Новосибирске, Томске, Тюмени были созданы специальные организации, которые и начали проводить детальное геолого-геофизическое изучение региона. Так в 1949-1953 годах трестом «Сибнефтегеофизика» проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, по результатам которой было проведено районирование территории.

Более значительными по объему и результатам явились совместные исследования, проведенные в 1952-1954 гг. институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области. В этот период выполнена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000 000, по материалам которой разработана стратиграфия четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты. В 1954-1955 гг. проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, а позднее в 1958-1959 гг. масштаба 1:200000.

В 1959 г. в селе Тазовском пробурена колонковая скважина глубиной 538 м., по результатам которой были получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений. В этом же году в южной части Тазовского полуострова проводилась геологическая съемка масштаба 1:200000, и с учетом данных предыдущих исследований составлена геологическая карта территории.

С 1959 по 1961 г. в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000 000. В результате этих работ выполнено тектоническое районирование фундамента. Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера Тюменской области стали проводиться с 1959 года. По результатам данных работ к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры.

Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963 г. (Смирнов и др.) Она предполагалась по данным качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного полей и названа Посрангским куполовидным поднятием. С 1965 по 1971 годы на площади проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ. По результатам этих работ Посрангское поднятие перешло в разряд выявленных структур, названо Ямбургским и подготовлено к глубокому бурению. Первая поисковая скважина 2 на структуре была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года.

При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м³/сут. Таким образом, первая поисковая скважина №2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина (в том числе 2 скважины №№1, 24 глубокие, до вскрытия неокомской части разреза). По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4 млрд. м³ по категории С₂.

Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд. м³ по категориям В+С₁ и 260 млрд. м³ по категории С₂. Однако, и по результатам 29 скважин оставались недоизученными Северо-Ямбургское малоамплитудное поднятие и Южно-Ямбургский купол.

В 1976-1982 гг. на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУ₃-БУ₁₁) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия.

Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г., т.е. по результатам бурения 67-ми скважин, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500-3300 м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В+С₁ 1193 млрд. м³, С₂ 585 млрд. м³, конденсата соответственно 102 млн. т. и 50 млн. т.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Ямбургского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 500).

Ниже дано краткое описание наиболее изученной вскрытой части разреза (4100 м). Нижележащая часть разреза не приводится, так как на Ямбургском месторождении отложения ниже кровельной части тюменской или малышевской свиты (средняя юра) изучены слабо.

Палеозойский фундамент

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Глубина залегания фундамента 7.0 - 10.0 км.

Триасовая система

Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу. Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Вышележащий осадочный комплекс в Уренгойском районе подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую и витютинскую свиты. Пурская свита представлена конгломератами, песчаниками каолинизированными с прослоями аргиллитов. Варенгаяхинская свита сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт «1б». Витютинская свита представлена серыми песчаниками, полимиктовыми конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «1а». Общая толщина триасовых отложений по данным сейсмических исследований составляет 2.0 км (на своде) - 4.0 км (на восточном погружении). Установлено выклинивание нижней части разреза к своду Ямбургского поднятия.

Юрская система

Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Береговая свита (геттанг-синемюр) представлена песчаниками грубозернистыми, гравелитами, конгломератами с подчиненными прослоями аргиллитоподобных глин. По разрезу отмечается растительный детрит. Толщина свиты порядка 600 м.

Ягельная свита (нижний плинсбах) сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, серыми от тонкоотмученных до алевритовых, с зеркалами скольжения, с прослоями гравелитистых песчаников, иногда карбонатных. Толщина свиты до 150 м.

Котухтинская свита (плинсбах-тоар-нижний аален) в Надым-Пурском районе подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя часть нижней подсвиты сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин, прослоями битуминозных пород. Верхняя часть (тогурская пачка) представлена глинами уплотненными темно-серыми, тонкоотмученными и слабоалевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В глинах отмечаются стяжения пирита, остатки микрофауны (фораминиферы, филлоподы), в отдельных прослоях встречен углистый растительный детрит. Верхняя подсвита также имеет двухчленное строение. Пачка 1 - песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами. Пачка 2 (радомская) представлена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, реже битуминозными, с прослоями алевролитов и песчаников со следами оползания. Толщина свиты около 500 м.

Тюменская свита (аален-бат) представлена сложным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепко сцементированные, с горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепко сцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади и по разрезу, значительной глинистостью. В районе четко выделяется регионально нефтегазоносный пласт Ю₂, залегающий в кровле свиты. К ней приурочен и отражающий сейсмический горизонт «Т₁» Толщина свиты 580 - 620 м. В скв. 500 кровля тюменской свиты вскрыта на глубине 3754 м.

Абалакская свита (келловей-кимеридж) представлена аргиллитами (глинами аргиллитоподобными) темно-серыми, тонкоотмученными, алевритистыми, слабо слюдистыми, с глинисто-карбонатными конкрециями и пиритовыми стяжениями. Толщина свиты 30 - 50 м (скв. 113,500).

Баженовская свита (титон-берриас) сложена аргиллитами черными, темно-серыми, битуминозными, плитчатыми, с прослоями глинистых известняков. К кровле свиты приурочен региональный опорный отражающий сейсмический горизонт «Б». Толщина свиты составляет 75 м (скв. 113, 500). Для баженовской свиты Ямбургского месторождения характерна более низкая битуминозность по сравнению с южными районами Надым-Пурской области.

Меловая система

Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты.,

Сортымская свита (К₁ берриас-валанжин). Верхняя часть свиты вскрыта почти всеми разведочными скважинами, а в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, интервал 3445 - 3616 м), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450 - 550 м.

Тангаловская свита (К₁ валанжин-готерив) вскрыта всеми разведочными скважинами и подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, алевритистыми, с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ₈ ⁰ - БУ₉). На западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия разрез подсвиты полностью представлен глинами.

Средняя подсвита сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаные пласты БУ_1-2, БУ₃, БУ₄ более выдержаны по площади, а нижние пласты - БУ₅, БУ₆, БУ₇ - характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Подсвита завершается глинистой пачкой (ямбургской) толщиной до 50 м. Верхняя подсвита представлена песчаниками, алевролитами и глинами, невыдержанными по площади. Песчаным пластам присвоены индексы от АУ₄ до АУ₁₁. Наиболее выдержанными являются пласты АУ₆ - АУ₇ в средней части верхней подсвиты. Общая толщина тангаловской свиты на Ямбургском месторождении составляет 1150-1310 м.

Покурская свита (баррем-сеноман) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники от светло-серых до серых, мелко-среднезернистые, слюдистые, слабо сцементированные, в различной степени глинистые, редкими прослоями карбонатные. Алевролиты серые и светло-серые, разнозернистые, слюдистые, глинистые с прослоями тонких черных глин, реже карбонатные. Глины серые и темно-серые, алевритистые, плотные, с тонкими линзами песчано-алевритового материала, отмечены прослои углистых глин с маломощными пластами бурых углей (лигнитов). По разрезу свиты отмечается обилие растительного детрита, включения янтаря. Установлено чередование существенно глинистых и песчано-алевритовых пачек. К средней части разреза свиты приурочен регионально прослеживаемый отражающий сейсмический горизонт «М», стратиграфически относимый к границе апта и альба. К кровле свиты приурочен опорный сейсмический отражающий горизонт «Г». Мощность свиты на Ямбургском месторождении составляет 826 - 987 м.

Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (сеноманская часть которой описана выше), кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, вязкими, слюдистыми, глауконитовыми, с остатками раковин двустворок, стяжениями пирита. Толщина свиты 47 - 88 м.

Березовская свита (сенон) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, прослоями опоковидными, с редкими прослоями опок. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, слабо алевритистыми, с редкими прослоями глауконитовых алевролитов. Толщина свиты 250 - 280 м.

Палеогеновая система

В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

Ганькинская свита (маастрихт-палеоцен) сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, плотными, прослоями известковыми. Толщина свиты 204 - 255 м.

Тибейсалинская свита (палеоцен) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, алевритистыми, с включениями растительных остатков, с прослоями светло-серых песков и алевритов в верхней части. Верхняя подсвита представлена песками серыми, желтовато-серыми, мелкозернистыми, каолинизированными, с многочисленными растительными остатками, с прослоями алевритовых глин. Толщина свиты 226 - 274 м.

Люлинворская свита (эоцен-олигоцен) подразделяется на три подсвиты: нижняя подсвита сложена опоковидными глинами и опоками синевато-серыми, глинистыми; средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, слабоглинистыми, легкими; верхняя подсвита сложена диатомовыми глинами серыми, желтовато-серыми, алевритистыми, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты до 230 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60 - 145 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно-тектонических этажа: нижний - фундамент, промежуточный и верхний - платформенный чехол. Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге - Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина 65 км. В пределах мегавала с юга на север установлены структуры III порядка: Северо-Анерьяхская, Лымбарская, Анерьяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие.

Эти поднятия по горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой минус 3850 м, общая амплитуда структуры 250 м. По морфологическим признакам можно заключить, что Ямбургское поднятие относится к типичным антиклинальным структурам севера Западной Сибири, имеющим длительную историю тектонического развития и испытавшим неотектоническую активизацию (воздымание). Значение «коэффициента унаследованности» (отношение амплитуды по ОГ «Г» к амплитуде по ОГ «Б») составляет для Ямбургского поднятия 0,44, что является средним показателем.

Для структурных построений при первоначальном подсчете запасов в качестве сейсмической основы использовались карты по двум отражающим горизонтам «В₂¹» и «В₁», наиболее приближенные к продуктивным пластам неокома. Отмечалось, что одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено, что отдельные из них, возможно, проникают в меловые отложения. По данным сейсморазведки было выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений с преобладанием систем А (юго-восток - северо-запад) и Г (юго-запад - северо-восток), проникновение разломов вверх по разрезу до горизонта «С» (кровля нижней подсвиты березовской свиты). По этим данным наибольшая тектоническая дислоцированность характерна для сводовой части структуры. Эксплуатационным разбуриванием сводовой части не подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений, и при дальнейшем изучении Ямбургского месторождения влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность не учитывалось, а все несоответствия положения флюидных контактов и характера насыщения пластов гипсометрическому контролю объяснялись влиянием литологического фактора.

2.3 Нефтегазоносность

Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области. В пределах района развиты нижнесреднеюрский, ачимовский, неокомский и апт-сеноманский нефтегазоносные комплексы (НГК). На месторождении в неокомском комплексе выявлены залежи углеводородов (УВ) в отложениях тангаловской свиты в пластах от БУ₃¹ по БУ₉². Залежи газоконденсатные, в нижней части продуктивной толщи - газоконденсатные с нефтяными оторочками, сложнопостроенные.

Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность. Несмотря на огромную площадь распространения неокомского продуктивного комплекса, слагающие его породы-коллекторы и приуроченные к ним залежи месторождений Севера Западной Сибири во многом близки по своим характеристикам, так как образовались практически в одинаковых фациальных условиях и залегают в относительно одинаковом диапазоне глубин. Для этих пород характерны близкие значения фильтрационно-емкостных параметров и идентичность характера петрофизических зависимостей, используемых при построении модели.

Средние значения пористости по керну для коллекторов, изученных на керне пластов, составляет: для пласта БУ₃¹ - 0.167 д.ед., БУ₆³ - 0.151 д.ед., БУ₈⁰¹ - 0.141 д.ед, БУ₈⁰² - 0.138 д.ед., БУ₈¹ - 0.152 д.ед, БУ₈² - 0.138 д.ед., БУ₈³ - 0.138 д.ед.; средние значения проницаемости для коллекторов пласта БУ₃¹ - 20.54·10^-3 мкм², БУ₆³ - 7·10^-3 мкм², БУ₈⁰¹ - 17.62·10^-3 мкм², БУ₈¹ -21.65·10^-3 мкм², БУ₈² - 11.3·10^-3 мкм², БУ₈³ - 15.4·10^-3 мкм². Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости, установленные по данным специальных петрофизических исследований разными способами, близки между собой и приняты при обработке данных равными Кп гр=0.118 д.ед., Кпр гр.=0.5·10^-3 мкм² [2].

Коэффициент газонасыщенности определялся по петрофизическим связям, базирующимся на данных капилляриметрических измерений на керне и минерализации пластовых вод. В основном минерализация отобранных пластовых вод по всем горизонтам варьирует в пределах от 5.302 г./л (БУ₈³ скв. 148) до 6.979 г./л (БУ₉^1-2, скв. 110). Коэффициенты газонасыщенности рассчитаны для большинства (кроме прослоев менее 0.8 м) выделенных эффективных толщин.

Проанализировано сходство параметров продуктивных пластов для объединения в группы, в качестве оптимального параметра для сравнения принята зависимость К_п(б_пс) по пласту БУ₈^3-1. В результате сделан вывод о возможности объединения рассматриваемых объектов в две группы пластов: БУ₃-БУ₄ и БУ₆-БУ₉², а также о граничных значениях коэффициента пористости по этим группам.

Таким образом, по данным анализа ФЕС нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения, отмечается, что наилучшими коллекторскими свойствами среди рассматриваемых объектов характеризуются пласты БУ₃¹, БУ₈^3-1, БУ_7, что обусловлено особенностями формирования продуктивных пластов.

Толщины продуктивных горизонтов (пластов). Один из наиболее мощных песчаных пластов в неокомской части разреза - пласт БУ₃¹. Общая толщина пласта в среднем составляет 34.9 м, изменяясь от 29.6 до 43.6 м. Эффективные толщины пласта максимальны на юго-востоке структуры (район скв. 180) и убывают в западном направлении (район скв. 121, 126), по пласту в среднем составляя 15.1 м. Толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам изменяется в пределах 0.6 м (скв. 12202, 20704) - 22.7 м (скв. 10702), в среднем составляя 11.8 м.

По пласту БУ₄¹ общая толщина в среднем равна 11.2 м, газонасыщенная - 5.9 м. Максимальное значение общей толщины в газонасыщенном интервале составляет 17.0 м, эффективные газонасыщенные толщины имеют максимальные значения (до 11.0 м) в районе кустов 309, 310, минимальные значения - в районе скв. 150.

Общая толщина пласта БУ₄² изменяется в диапазоне 1.4 - 19.2 м, в среднем составляя 7.4 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 4.5 м, достигая максимума в скв. 30908 (6.8 м). К району УППГ-ЗВ относится зона максимальных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₄³ имеет распространение в западной части структуры. Общая толщина пласта БУ в среднем составляет 16.8 м, эффективная - 2.3 м, эффективная газонасыщенная - 3.9 м при интервале изменения от 1.4 (скв. 30908) до 6.9 м (скв. 30804). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе куста 308.

По пласту БУ₆¹ общая толщина в среднем равна 11.1 м, изменяясь в диапазоне от 2.8 до 25.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 2.9 м, газонасыщенная - 2.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 113, расположенной на восточном склоне структуры (графическое приложение 8).

На основной части месторождения пласт БУ₆² заглинизирован, выделяется лишь несколько небольших песчаных тел. По пласту БУ₆² общая толщина изменяется от 2.0 до 14.0 м (среднее значение 6.4 м), эффективная газонасыщенная - от 0.6 м (скв. 21501) до 9.0 м (скв. 21607) при среднем значении 2.5 м.

Общая толщина пласта БУ₆³ изменяется в диапазоне 8.4 - 46.8 м, в среднем составляя 21.8 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 2.5 м, достигая максимума в скв. 22004 (11.7 м).

По пласту БУ₇ общая толщина в среднем равна 11.0 м, изменяясь в диапазоне от 4.1 до 20.7 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 4.3 м, газонасыщенная - 4.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 10703 - 10.9 м.

Общая толщина пласта БУ₈⁰ в среднем составляет 36.0 м, эффективная - 3.1 м, эффективная газонасыщенная - 3.0 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 20306) до 17.2 м (скв. 427).

По пласту БУ₈^1-0 общая толщина в среднем равна 8.4 м, изменяясь в диапазоне от 1.2 до 12.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 3.2 м, газонасыщенная - 2.2 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 158 -3.2 м.

Пласт БУ₈¹ имеет в среднем общую толщину 21.1 м, эффективную - 7.0 м, эффективную газонасыщенную - 7.1 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 158) до 20.6 м (скв. 13007). Зона максимальных газонасыщенных толщин расположена в районе кустов 130, 224 и разведочной скв. 165.

Общая толщина пласта БУ₈^2-1 весьма незначительна и в среднем составляет 4.0 м, эффективная - 2.8 м, эффективная газонасыщенная - 2.8 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 11001, 32501) до 6.0 м (скв. 10602, 12103, 12105). В районе кустов 126, 129 и в районе разведочных скв. 142, 114 проходит зона максимальных эффективных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₈^2-2 имеет покровное распространение по всей площади месторождения и характеризуется следующими средними значениями толщин: общая - 8.8 м, эффективная - 3.6 м, эффективная газонасыщенная - 3.5 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.4 м (скв. 10802, 12002, 12403) до 13.0 м (скв. 114). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе скв. 114 - 438 - 427, 21704, 20702.

Также на большей площади структуры имеет покровное распространение и пласт БУ₈^3-1, общая толщина которого изменяется в пределах от 0.8 до 28.0 м, в среднем составляя 17.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта БУ₈^3-1 в среднем имеет значение 10.7 м, изменяясь в диапазоне 0.4 (скв. 20306, 20308) - 22.9 м (скв. 21706). Максимальные значения газонасыщенные толщины имеют в районе кустов 310, 104, 309, 214, 217.

По пласту БУ₈^3-2 общая толщина в среднем равна 5.5 м, изменяясь от 0.4 до 27.4 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 6.2 м, изменяясь по скважинам в диапазоне от 0.4 м (скв. 20306) до 10.8 м (скв. 20605).

Пласт БУ₉^1-1 имеет в среднем общую толщину 12.1 м, эффективную-4.3 м, эффективную газонасыщенную - 4.3 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 20304, 21604) до 13.0 м (скв. 10702, 10804) (графическое приложение 21).

Для пласта БУ₉^1-1 определены следующие средние значения толщин: общая - 12.7 м, эффективная - 3.8 м, эффективная газонасыщенная - 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта меняется в интервале от 0.4 м (скв. 21104) до 9.2 м (скв. 12908).

По пласту БУ₉^1-3 общая толщина в среднем равна 12.2 м, изменяясь от 2.9 до 39.0 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 2.9 м, изменяясь по скважинам в пределах 0.6 м (скв. 12301, 22005) - 9.8 м (скв. 22407).

Для пласта БУ₉^1-4 общая толщина составляет в среднем 18.6 м, эффективная - 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина коллектора варьирует в интервале значений от 0.6 м (скв. 22404) до 8.8 м (скв. 142), в среднем составляя 2.9 м.

Пласт БУ₉^1-5 имеет общую толщину 12.8 м, эффективную - 3.9 м. Толщина газонасыщенного коллектора в скв. 169 составляет 7.6 м.

Для пласта БУ₉² общая толщина в среднем составляет 20.2 м, эффективная газонасыщенная - 7.6 м, которая изменяется в диапазоне от 2.6 м (скв. 169) до 12.6 м (скв. 164).

Характер изменения общих и эффективных толщин по пластам показывает, что группа пластов БУ₃-БУ₆ имеет достаточно равномерное, выдержанное распространение по площади месторождения (коэффициент вариации общей толщины пластов изменяется в пределах от 14.4%, максимально достигая значения 43.8%). Совершенно другая картина по пластам группы БУ₉. для которых характерна максимальная изменчивость общей толщины (коэффициент вариации параметра 55.8 - 66.6%), что свидетельствует о клиноформном строении рассматриваемых пластов.

2.4 Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

В 1993 г. на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄^1-3, БУ₈⁰, БУ₈^1-2 и БУ₉².

Состав пластового газа и потенциальное содержание конденсата

Основные по запасам газа залежи (БУ₃¹ БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических ^{параметров}.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30-89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно, 4.16-6.38 и 1.80-2.44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₃₊ варьирует от 2.51 до 2.85% мол. или в весовом выражении 110 - 126 г./м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5% мол.

Потенциальное содержание конденсата по разрезу неокомских залежей изменяется относительно в небольших пределах: от 107 г./м³ (пласты группы БУ₆, БУ₇, БУ₈⁰) до 125 г./м³ (пласты БУ₃, БУ₄ и БУ₉¹). Плотность конденсата возрастает с глубиной от 0,722 до 0,782 г./см³, с одновременным увеличением содержания в составе конденсата ароматических углеводородов с 8 до 20%(масс.).

Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0.11 - 0.03% масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350°С. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0.7247 до 0.7818 г./см³, вязкость при 20°С - (0.763 - 1.124)·10^-6 м²/с. Парафины присутствуют в количестве 0.25 - 1.93% масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 - 18% масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 - 300°С до 30% масс. Выход бензиновой фракции НК-200°С колеблется в пределах 69 - 80% масс. Остаток свыше 300°С достигает 12% масс. Сопоставительный анализ физико-химической характеристики конденсатов по разрезу месторождения показал отличие состава и свойств конденсатов верхних залежей, включая БУ₃ - БУ₄, от нижележащих БУ₆ - БУ₈⁰ - БУ₉.

Конденсаты верхних залежей БУ₃ - БУ₄ относятся к типу легких с плотностью 0.722 -0.765 г./см, о чем свидетельствует также его фракционный состав - 10% точка отгона конденсата на уровне 60 - 80°С, 50% - 126 - 132°С, содержание бензиновой фракции (до 200 С) 80 - 85% объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300°С, высокое и составляет до 98% объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0.2% масс. Температура застывания конденсата - минус 50°С и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ₃ в среднем 5% масс., в БУ₆ - 8% масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27% масс.

Конденсаты пластов БУ₆ до БУ₉ по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10% отгона находится в пределах 70 - 80°С, 50% - 130 - 145°С, 90% -285 - 310°С. Для 90% точка выкипаемости 290°С. Отметим, что 90% конденсата залежи БУ₃ - БУ₆ выкипает при 230 - 240°С. Конец кипения конденсата свыше 360°С. Плотность конденсата на уровне 0.76 - 0.78 г./см³.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ₃ к БУ₆) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0.7233 до 0.7818 г./см³, показателя преломления от 1.4106 до 1.4402 и доли ароматических углеводородов от 8.26 до 20.59% масс.

Параллельно с этим утяжеляется и фракционный состав, о чем свидетельствуют температура выкипания как по фракциям (50%, 90%), так и по концу кипения, возрастают молекулярные массы от 106 до 120 ед.

Выявленные особенности в составах конденсатов повлияли на растворимость последних в пластовых газах, а, следовательно, на содержание конденсата по продуктивному разрезу месторождения в процессе формирования залежей. Именно облегченным составом конденсата и малым содержанием ароматических углеводородов объясняется относительно повышенное содержание углеводородов С₅₊ в пластовом газе I объекта (128 г./м³ «сухого» газа), о чем было указано выше.

Поскольку ароматические углеводороды ухудшают растворимость конденсата в пластовом газе, увеличение в залежах БУ₈ - БУ₈⁰ ароматики в два раза при небольшом росте температуры и давления в сравнении с пластами БУ₃ привело к снижению С₅₊ в них до 110 г./м³ «сухого» газа.

Рассмотренная характеристика распределения углеводородов в жидкой фазе как нормального, так и изостроения имеет такую же направленность, как и в газовой фазе.

2.5 Гидрогеология

Ямбургское месторождение находится в центральной части северной половины Западно-Сибирского артезианского бассейна. Последний состоит, по меньшей мере, из двух наложенных друг на друга водонапорных систем: мезозойско-кайнозойской и рифейско-палеозойской.

На месторождении в гидрогеологическом отношении изучена лишь верхняя часть мезозойско-кайнозойской водонапорной системы, приуроченной к осадочному чехлу и состоящей из двух гидрогеологических этажей: верхнего, с которым отождествляется олигоцен-четверичный водоносный комплекс, и нижнего, включающего водоносные и водоупорные комплексы палеогенового и мезозойского возраста.

Олигоцен-четвертичный комплекс на Ямбургском месторождении представлен лишь четвертичными песчано-глинистыми, преимущественно мерзлыми осадками толщиной 60 - 145 м. Подземные воды в жидком состоянии приурочены, в основном, к сезонно-талому слою (СТС), подрусловым и подмерзлотным таликам. Толщина СТС изменяется от 0.2 - 0.3 м в торфах до нескольких метров в песках и супесях.

В изученной части разреза нижнего гидрогеологического этажа последовательно сверху вниз выделяются турон-палеогеновый, неоком-сеноманский водоносный и верхнеюрско-валанжинский водоупорный комплексы, имеющие региональное распространение. В разрезе турон-палеогенового водоупора прослеживается также зональный верхнепалеоценовый водоносный горизонт.

Верхнепалеоценовый горизонт отделяется от верхнего водоносного комплекса глинистыми и кремнистыми породами эоценового и раннеолигоценового возраста (люлинворская и тавдинская свиты) толщиной 160 м. Горизонт приурочен к преимущественно песчаным отложениям верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 67 - 144 м. Верхняя, большая часть горизонта находится в зоне многолетней мерзлоты, подошва которой отбивается на глубинах 280 - 430 м. В отдельных скважинах горизонт целиком представлен мерзлыми породами (скв. 16, 24, 101, 110). При опробовании талых отложений горизонта на Каменномысском, Медвежьем и Уренгойском (Табъяхинская площадь) газовых месторождениях дебиты воды составили 3-37 м³/сут при динамических уровнях 35 - 270 м. Пластовые давления близки к гидростатическим или ниже их. Замеренные пластовые температуры равны 0.2 - 6.3°С. Воды хлоридные натриевые (разных типов по классификации В.А. Сулина) с минерализацией 2.2 - 10.4 г./л.

От неоком-сеноманского водоносного комплекса верхнепалеоценовый горизонт отделяется турон-нижнепалеоценовым глинистым водоупором (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, нижнетибейсалинская подсвита) толщиной 850 - 890 м.

В составе неоком-сеноманского комплекса выделяются две водоносные толщи: апт-сеноманская и верхневаланжин-нижнеаптская.

Верхняя, апт-сеноманская водоносная толща, отождествляется с осадками покурской свиты (толщиной 830 - 990 м), представленными песчаниками, алевролитами и глинами. Толща разделяется на три горизонта: сеноманский, альбский и аптский, приуроченные к верхней и нижней частям свиты. Альбский горизонт в отличие от двух других горизонтов характеризуется высоким содержанием в разрезе глинистых пород, что позволяет отнести его к относительным водоупорам. При опробовании подошвенных вод сеноманской газовой залежи на Ямбургском месторождении дебиты скважин составили 8 - 1440 м³/сут при динамических уровнях 94 - 975 м. Пластовые давления гидростатические. Замеренные пластовые температуры изменяются от 24 до 30°С. Воды хлоридные натриевые (хлоркальциевого типа) с минерализацией 14.1 - 18.4 г./л. Замеренный газовый фактор вод достигает 2.5 м³/м³. Водорастворенный газ метановый (98 - 99% объем.). Вниз по разрезу наблюдается закономерное увеличение пластовых давлений и температур. Опробование апт-сеноманских отложений на Медвежьем, Уренгойском и других месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области показывает, что все горизонты толщи по гидрохимическим и газовым показателям подземных вод близки между собой.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща приурочена к осадкам тангаловской свиты, сложенной песчаниками, алевролитами и аргиллитами общей толщиной 1150-1310 м. Содержание глинистых пород увеличивается вниз по разрезу толщи, достигая 100% в нижнетангаловской подсвите на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия.

Неоком-сеноманский водоносный комплекс подстилается валанжинским водоупором, сложенным аргиллитами верхней, большей части сортымской свиты, в верхах которой вскрыты отдельные невыдержанные по толщине и простиранию песчано-алевролитовые пласты. Температуры, замеренные на забоях скважин, вскрывших пласты БУ₁₁ - БУ₁₃, составляют 87 - 90°С. Вода, отобранная из пласта БУ₁₃, хлоридная натриевая (хлоркальциевого типа) с минерализацией 11.4 г./л.

Продуктивные пласты приурочены к низам верхневаланжин-нижнеаптского водоносного комплекса. Нижние пласты (БУ₅-БУ₉) в отличие от верхних (БУ₃-БУ₄) характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Разрезы пластов БУ₈-БУ₉ на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия полностью выклиниваются.

В процессе опробования гидрогеологических объектов в большинстве случаев отбирались пробы пластовой воды в объеме, необходимом для лабораторного исследования.

Пробы воды при исследовании характеризуемых пластов были отобраны из 68 водных, водогазовых и водонефтяных объектов. При освоении скважин не всегда производилась полная замена технической воды на пластовую, поэтому было отобрано всего 17 проб вод. В качестве пластовых, с учетом данных по Большому Уренгою и другим месторождениям были приняты пробы вод с минерализацией 4.6 г./л и более, концентрациями йода и брома, превышающими, соответственно, 0.8 и 4.3 мг/л.

Физические свойства, химический состав подземных вод определялись по стандартным методикам. В целом для продуктивной части разреза характерна низкая общая минерализация пластовых вод (до 10 г./л). Газосодержание, физические свойства и химический состав водо-растворенного газа определялись в полевых и лабораторных условиях.

По химическому составу воды в основном хлоридные (71% проб), а также гидрокарбонатные, натриевые, гидрокарбонатно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина. Минерализация вод не превышает 9.9 г./л. Помимо ионов хлора (1.0 - 2.3 г./л), гидрокарбонат-ионов (0.8 - 5.1 г./л) и ионов натрия с калием (1.5 - 3.0 г./л) также содержатся в небольших количествах сульфат-ионы (до 230 мг/л), карбонат-ионы (до 252 мг/л), ионы магния (до 16 мг/л) и кальция (4-70 мг/л).

Рассчитанные величины плотности и коэффициента динамической вязкости вод в стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20°С) колеблются в пределах от 1001 до 1004 кг/м' и от 1.01 до 1.02 МПас, соответственно. Гидрохимический разрез продуктивных отложений на - Ямбургском месторождении практически однороден. Также нет заметных различий в гидрохимических показателях между контурными водами изолированных от залежей зон. Поэтому при расчетах показателей физических свойств вод в пластовых условиях было использовано среднее значение минерализации, равное 6.2 г./л. Плотность и вязкость вод вниз по разрезу снижаются, соответственно, от 990 кг/м³ и 0.4 МПа·с в пластах БУ₃-БУ₄ до 986 кг/м³ и 0.34 МПа·с в пластах БУ₈-БУ₉. Коэффициент сжимаемости, наоборот, увеличивается от 427 ТПа^-1 в пластах БУ₃-БУ₄ до 445 Тпа^-1 в пластах БУ₇-БУ₉. Также возрастает с глубиной объемный коэффициент вод с 0.014 в пластах БУ₃-БУ₇ до 1.026 в пластах БУ₈-БУ₉.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща, к которой приурочены продуктивные пласты, имеет весьма широкое распространение на севере Западной Сибири и обладает большими запасами пластовой энергии. Это обуславливает возможность проявления упруговодонапорного режима при разработке большинства залежей на истощении. Исключение составляют залежи, запечатанные в линзах коллекторов.

Учитывая характер распространения водоносных отложений, можно ожидать более активное проявление упруговодонапорного режима разработки залежей пластов БУ₃-БУ₄, чем большинства залежей нижележащих пластов, где законтурные области ограничены. В связи с наличием гидравлической связи между продуктивными и водоносными осадками указанных пластов, интенсивность внедрения контурных вод в залежи будет зависеть в основном от активности проявления этого режима. Для газоконденсатных залежей, приуроченных к линзам, в которых водоносные отложения не выявлены, следует ожидать газовый режим разработки.

2.5 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Основным документом по запасам углеводородов нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения является выполненный в 1985 г. «Подсчет запасов газа и конденсата по неокомским пластам Ямбургского месторождения ЯНАО Тюменской области на 01.07.1985 г.»

Начальное потенциальное содержание конденсата и коэффициент его извлечения при утверждении запасов приняты для всех продуктивных пластов нижнемелового комплекса 150 г./м³ и 0.68, соответственно.

По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнялось геологическое строение залежей и, соответственно, запасы газа, был выполнен прирост запасов юго-восточного блока в пластах БУ₈^1-2 (1986 г., 1987 г.), БУ₈³ (1987 г., 1988 г.), отдельно по пластам БУ₈¹ и БУ₈² (1990 г.), БУ₈⁰ (1990 г.).

Были приняты на баланс запасы нефти нефтяных оторочек в пластах БУ₈² и БУ₈³ по категориям С₁ и С₂.

В 1993 г. по результатам исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам: БУ₃¹ и БУ₄^1-3 - 128 г./м³ КИК - 0.64; БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₈³, соответственно, 110, 112, 109 г./м³, КИК - 0.68 для всех пластов.

3. Состояние разработки месторождения

3.1 Основные проектные решения по разработке

Газоконденсатные залежи на Ямбургском месторождении введены в разработку в 1991 г. в соответствии с Проектом, выполненным институтами ВНИИГаз и ТюменНИИГипрогаз.

Основные проектные решения проектного документа предусматривали:

· группировку всех продуктивных пластов в два объекта эксплуатации;

· максимальную добычу газа - 21 млрд. м³/год;

· максимальную добычу нестабильного конденсата - 3.7 млн. т/год;

· доведение эксплуатационного фонда скважин до 662 ед. при полном развитии в т. ч. 281 ед. первой очереди для выхода на максимальный отбор газа;

· сбор углеводородной продукции по линейно-лучевой коллекторной схеме;

· промысловую подготовку газа и конденсата на одной УКПГ методом низкотемпературной абсорбции с промежуточной подготовкой газа на двух УППГ.

Технологические показатели разработки объектов и система размещения скважин определялись исходя из геологической модели и запасов углеводородного сырья, принятых при утверждении в ГКЗ по результатам бурения 55 разведочных скважин.

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения началось в 1987 году. Учитывая исключительную сложность геологического строения месторождения, было продолжено также поисковое и разведочное бурение.

По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнялось геологическое строение залежей и, соответственно запасы газа, корректировались показатели разработки.

При подсчете запасов геологические модели продуктивных пластов базировались на построениях по разведочным скважинам, расстояние между которыми в поле газоносности составляло более 5-7 км. Данное обстоятельство, как показали результаты эксплуатационного разбуривания оказалось явно недостаточным для установления деталей геологического строения и принятия решений по системе размещения проектных эксплуатационных скважин. На основе анализа материалов ГИС и результатов испытания доразведочных и эксплуатационных скважин установлено, что геологическое строение продуктивных пластов имеет более сложное строение, чем принятые при проектировании разработки залежей. Отмечалась резкая неоднородность фильтрационноемкостных параметров пластов даже в пределах скважин одного куста, а также наличие зон выклинивания и недонасыщения коллекторов.

В 1993 г. по результатам исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам.

В 1994 году ВНИИГазом и ТюменНИИгирогазом выполнены работы по уточнению геологического строения неокомских залежей нижнемелового комплекса и пересчету запасов газа, конденсата и нефти по состоянию на 01.01.04 г.

Выполненный, на основе дополнительной информации, по данным эксплуатационного разбуривания пересчет запасов газа и конденсата, показал о их существенном уменьшении по сравнению с утвержденными ранее в ГКЗ. Запасы газа по кат. С₁ подготовленной для промышленного освоения уменьшились на 195.4 млрд. м³ или 19.2%, конденсата (извлекаемые) на 42.7 млн. т или 39.8%. Основными причинами снижения запасов были уменьшение коэффициентов газоносыщенности пластов БУЗ(1) и БУ6 (1) а также уменьшение прощади и объема газоносыщенных пород болыпенства залежей за счет выявленных зон глинизации и изменения положения ГВК.

На основе материалов пересчета запасов углеводородов и анализа текущего состояния разработки залежей ТюменНИИГипргазом в 1997-1998 гг. выполнены «Коррективы проекта разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения» и «Дополнения…» к ним.

Основные положения «Корректив проекта разработки…» предусматривали:

· снижение уровня годового отбора газа до 15 млрд. м³ и выход на него в 2001 г.;

· максимальный годовой объем добычи нестабильного конденсата в объеме 1.68 млн. т;

· добуривание к уже существующим 359 эксплуатационным скважинам 150 ед. в т.ч. 97 ед. с субгоризонтальным забоем.

Для выхода на уровень максимального отбора газа предлагалось:

· довести действующий фонд до 236 скважин из числа пробуренных, в т.ч. ввести на УППГ-2В -53 скважины;

· построить и ввести УППГ-2В;

· проложить межпромысловый коллектор между УКПГ-1В и УППГ-2В и внутрипро-мысловые коллекторы от семи кустов к УППГ-2В.

Накопленный материал по Ямбургскому месторождению позволил выполнить интегрированную интерпретацию всех имеющихся геолого-геофизических данных (в т.ч. сейсморазведки МОВ ОГТ 3D) и создать новые геологические модели неокомских пластов. На основе указанных материалов ООО «ТюменНИИГипрогаз» в 2004 г. создана цифровая геологическая и фильтрационная модель эксплуатационных объектов и составлен «Проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное развитие», в котором определены основные проектные решения, технологические и технико-экономические показатели дальнейшего развития разработки газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения.

Для обоснования показателей добычи газа и конденсата на перспективу рассмотрено три основных варианта последующей разработки залежей, различающихся уровнем максимального годового отбора газа:

Вариант 1, обеспечивающий максимальный отбор пластового газа в объеме 14 млрд. м³/год, при наращивании действующего фонда скважин только за счет вывода скважин из простоя;

Вариант 2, с максимальным отбором пластового газа 15 млрд. м³/год, при добуривании новых скважин в количестве 108 единиц;

Вариант 3, с максимальным отбором пластового газа 18 млрд. м³/год (с учетом максимальной загрузки существующих мощностей по подготовке газа) при добуривании новых скважин в количестве 108 ед.

Выполненные технико-экономические расчеты свидетельствуют, что разработка по всем рассмотренным вариантам эффективна. Лучшими показателями экономической эффективности характеризуется вариант 3, с последующим наращиванием максимального отбора газа до 18 млрд. м³/год. Однако, вариант 2 при выходе и поддержании отбора газа в 15 млрд. м³/год, который незначительно отличается показателями эффективности от варианта 3, обладает большей технологической надежностью и стабильностью на протяжении 11 лет уровней добычи газа.

Данный вариант рекомендован для практической реализации.

При подготовке ТЭО извлечение нефти ООО «Сервис-Нафта» на основе технико-экономических расчетов показана нерентабельность освоения оторочек в современных экономических условиях и рекомендовано отнести запасы нефти по Ямбургскому месторождению к категории некондиционных и разработка их в ближайшее время не планируется.

3.2 Фактическое состояние разработки неокомских залежей

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей на месторождении осуществлялось в период с 1987 по 1996 гг. В настоящее время для добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений на месторождении пробурено 378 эксплуатационных и наблюдательных скважин. По состоянию на 01.07.10 г. на балансе ООО «Ямбурггаздобыча» находится 343 скважины, из которых 328 составляют эксплуатационный фонд и 15 наблюдательные. Действующий фонд скважин составляет 199 ед., 81 скважина находится в бездействии и 48 ожидают подключения и проведения дополнительных работ. Кроме того, 31 эксплуатационная скважина, незавершенные производством и четыре наблюдательных находятся на балансе «Тюменбургаза» (10 скв. На УКПГ-1В, 24 - на УКПГ-2В и одна - на УКПГ-3В.

Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол воды из водоносных пластов. При остановке таких скважин призабойная зона насыщается жидкой фазой, что приводит к ухудшению ее продуктивной характеристики, вплоть до полного прекращения притока. Ремонт скважин осуществляется установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны и, как правило, характеризуются относительно низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа. Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия указанных скважин является по возможности забурка в них второго ствола.

В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача» проведено 44 ГРП, из которых по 37 получены положительные результаты. Данный способ интесификации рекомендуется по возможности принять в качестве основного для вывода из бездействия низкопродуктивных скважин. Практически весь фонд скважин, ожидающих подключения на УКПГ-1В и УППГ-3В не может быть введен в эксплуатацию без проведения в них дополнительных работ по ликвидации негерметичности колонн, изоляции водопритока, интенсификации притока и др., а также освоения (незавершенные производством).

Таким образом, простаивающий фонд эксплуатационных газоконденсатных скважин на месторождении составляет 160 ед., из которых только 13 скважин с удовлетворительным техническим состоянием ожидают ввода или не освоены. Для пуска в работу остальных скважин необходимо проведение работ по их капитальному ремонту и интенсификации.

На основе выполненного выше анализа результатов газодинамических исследований эксплуатационных скважин можно сделать следующие основные выводы:

- продуктивность скважин характеризуется значительной степенью неоднородности по площади эксплуатационных объектов;

- в период после освоения скважин до момента пуска в эксплуатацию продуктивная характеристика скважин не изменяется и не зависит от продолжительности консервации;

- в процессе эксплуатации отдельных скважин наблюдается улучшение продуктивности за счёт самоочистки призабойной зоны от продуктов бурения в среднем на 25-50%, наиболее интенсивно процесс самоочистки призабойной зоны наблюдается в начальный период (до 3 мес.) после пуска скважины в работу;

- как правило, процесс самоочистки призабойной зоны приводит к уменьшению фильтрационного коэффициента «А» при неизменном значении коэффициента «В»;

- любое поступление пластовой воды в скважину приводит к росту коэффициентов фильтрационных параметров «А» и «В» и ухудшению её продуктивности.

- проведение ГРП на скважинах может привести к увеличению начальной их продуктивности в 2-3 раза.

Основным условием нормальной эксплуатации скважин при установлении технологического режима эксплуатации является обеспечение минимального дебита газа, способствующего полному и непрерывному выносу жидкости с забоя.

Большинство газоконденсатных скважин (свыше 80%) на месторождении оснащены лифтовыми колонами 89 мм. или секционными 102 х 89 мм, остальные диаметры 73 мм или 89 х 73 мм.

В «Коррективах проекта разработки…» (1998 г.), в связи с неподтверждением запасов углеводородов, уточнены показатели разработки, предусматривающие уменьшение максимального отбора конденсатосодержащего газа из залежей до 15 млрд. м³/год. Несмотря на уменьшение максимального проектного отбора газа его величина в 2003 г. не достигнута, что было связано с необходимостью дальнейшего наращивания действующего фонда скважин и ввода ДКС.

Ввиду задержки ввода объектов добычи газа и конденсата в первые 5,5 лет в эксплуатации находились только скважины II объекта, а также скважина 10202, вскрывшая I объект, расположенные в районе УКПГ-1В. На протяжении указанного периода здесь поддерживался практически одинаковый уровень отбора газа в объеме 5,5-6,0 млрд. м³/год, что было обусловлено пропускной способностью имеющихся технологических линий комплексной установки подготовки газа и конденсата.

В октябре 1996 г. с вводом в эксплуатацию установки предварительной подготовки газа и расширением УКПГ-1В, началось дальнейшее наращивание добычи углеводородного сырья из скважин I и II объектов УППГ-3В, расположенных в этой зоне. Максимальный отбор газа здесь был достигнут в 1999 г. и составил 4,1 млрд. м³ по каждому из I и II объектов эксплуатации, превысив проектные уровни на 9.1 и 17.6%. В последующий период фактические отборы газа в этом районе, особенно по I объекту также превышали проектные значения. В настоящее время из-за снижения пластовых давлений в районе УППГ-3В рабочие давления на устье отдельных скважин достигли критических значений, при которых невозможна их дальнейшая эксплуатация, что привело к снижению здесь отбора газа. В ближайшей перспективе в районе УППГ-3В возможно дальнейшее естественное снижение уровней отбора газа, связанное с необходимостью выравнивания пластовых давлений по площади объекта.

Ввод в ноябре 2001 г. и наращивание добычи по скважинам УППГ-2В позволило компенсировать снижение отбора на УППГ-3В, а ввод ДКС в 2004 г., обеспечить выход на максимальный уровень добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений. Для дальнейшего поддержания проектных уровней отбора газа из, нижнемеловых отложений потребуется наращивание действующего фонда скважин на 12 - 15 ед. в год.

По состоянию на 01.07.2010 г. из залежей отобрано 127,96 млрд. м³ пластового газа, что составляет 15,9% от уточненных начальных запасов, в том числе 31,87 млрд. м³ из I объекта и 96,1 млрд. м³ из II объекта эксплуатации, или соответственно 20,7 и 14,8% от запасов. Отмечается опережающая выработка запасов газа из залежи I объекта. Отбор стабильного конденсата с начала разработки залежей составил 12,7 млн. т. или 13,7% от начальных запасов. Меньшая по сравнению с газом относительная величина отбора конденсата обусловлена, пластовыми потерями последнего вследствие ретроградных процессов происходящих при снижении давления.

Анализ распределения полей текущего пластового давления в зонах размещения эксплуатационных скважин по состоянию на 01.01.10 г. свидетельствует о неравномерной отработке объектов. Данное обстоятельство связано с последовательностью ввода скважин в эксплуатацию и достигнутым по ним отборам газа.

По I объекту отмечаются две локальные депрессионные воронки в зонах непосредственного размещения групп скважин УППГ-3В и УКПГ-1В По действующему фонду скважин УППГ-3В текущие пластовые давления изменяются от 13.3.0 МПа по скважинам расположенным в центральной части до 18.3 МПа в периферийной. По скважинам УКПГ-1В минимальное пластовое давление фиксируется в скв. 10404 и составляет 15.1 МПа, а максимальное в скв. 11302 - 19.3 МПа. Средние значения текущих давлений по скважинам I объекта УППГ-3В и УКПГ-1В составляют, соответственно, 17,1 МПа и 15,6МПа

В активную разработку действующим фондом скважин в настоящее время вовлечено 417,9 млрд. м³ (или 52% от уточненных начальных запасов газа подготовленных для промышленного освоения), в том числе 93,6 млрд. м³ газа по I объекту эксплуатации, что составляет 20,7% от начальных запасов и 324,3 млрд. м³ по II объекту или 14,8% от запасов, а по зонам УКПГ-1В, УППГ - 2В и УППГ-3В - соответственно 210.5, 80.2 и 127.2 млрд. м³. Для повышения степени охвата активным дренированием запасов газа необходимо расширение зоны размещения скважин разбуриванием периферийных частей залежей.

Как уже отмечалось выше, при пересчёте запасов углеводородов проведено уточнение начального конденсатосодержания в пластовых смесях по всем залежам нижнемелового продуктивного комплекса. Взвешенное по запасам газа начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе составило 124 г./м³ по I эксплуатационному объекту и 112 г./м³ - по II.

Контроль за текущей газоконденсатной характеристикой на месторождении осуществляется промысловыми исследованиями скважин непосредственно в зонах отбора газа. Для этих целей в зоне УКПГ-1В обвязаны с кустами в стационарном исполнении шесть сепарационных установок на базе ситчатых сепараторов типа ГС-8.8-600-2-И, в зоне УППГ-3В установлены четыре сепарационные установки, в зоне УППГ-2В шесть сепарационных установок, четыре из которых типа ГС-8.8-600-2-И, одна передвижная, и одна изготовлена на базе сепаратора ГП - 1530. Схема обвязки обеспечивает проведение исследований на конденсатность с высокой степенью надёжности.

В соответствии с происшедшими изменениями в результате ретроградной конденсации, для планирования добычи конденсата в институте «ТюменНИИГипрогаз» выполнено математическое моделирование фазовых превращений газоконденсатных систем объектов эксплуатации при истощении пластовой энергии на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона. Сопоставление полученных результатов с зависимостями, принятыми для прогнозных расчётов в «Коррективах проекта разработки…» (1998 г.), свидетельствует об отличиях в потенциале по I объекту на дату составления данного проектного документа и хорошо согласуется с результатами фактических замеров потенциального содержания конденсата, полученных в результате газоконденсатных исследований.

3.3 Контроль за разработкой неокомских залежей

Основной задачей контроля является обеспечение постоянного комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газоконденсатных объектов.

В процессе контроля уточняются:

- геологическое строение залежей по данным бурения эксплуатационных скважин;

- энергетическое состояние объектов эксплуатации;

- динамика текущей и накопленной добычи товарной и сопутствующей продукции;

- газоконденсатная характеристика в различных частях залежей;

- физико-химические характеристики добываемых пластовых флюидов;

- характер изменения пластового давления по площади и разрезу;

- динамика внедрения пластовой воды в залежи.

- профиль притока газа в скважине с выделением работающих интервалов;

- продуктивная характеристика и оптимальный технологический режим работы скважин;

- температурные режимы работы скважин в статическом и динамическом состояниях;

- техническое состояние скважин (герметичность колонн, качество цементного камня);

- особенности гидродинамического взаимодействия продуктивных пластов;

- технологическая эффективность мероприятий по капитальному ремонту и интенсификации притока газа;

Контроль за разработкой следует осуществлять с помощью комплекса телеметрического наблюдения, при исследовании эксплуатационных и наблюдательных скважин согласно «Правил разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений».

Данные, необходимые для контроля, определяются путем прямых измерений параметров на основе комплекса геофизических, газогидродинамических и лабораторных исследований.

В пределах зон размещения пробуренных и проектных эксплуатационных скважин, необходимость бурения специальной сети наблюдательных за давлением скважин отпадает. Для этих целей достаточно использование эксплуатационных скважин. Для контроля за снижением давления в зонах не охваченных активным дренированием и за контуром газоносности рекомендуется использовать уже пробуренные наблюдательные, а также разведочные скважины после проведения в них комплекса работ по расконсервации, изоляции и перестрелу (при необходимости) перфорированных интервалов.

Необходимый минимум работ по контролю за разработкой газоконденсатных залежей и их периодичность представлены в таблице 3.1.

Контроль за разработкой методами промысловой геофизики

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами включает в себя все виды геофизических исследований эксплуатационных и наблюдательных скважин.

Данных разведочного бурения недостаточно для построения адекватной промыслово-геологической модели эксплуатационных объектов в периферийных частях залежей. В этой связи, комплекс «ГИС-бурение» в проектных эксплуатационных скважинах должен обеспечить получение недостающей информации и решить следующие основные задачи:

- литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов;

- уточнение геологического строения месторождения;

- оценка характера насыщения и промышленная оценка нефтегазоносности коллекторов;

- определение емкостных параметров продуктивных отложений;

- оценка начального и текущего положения ГВК, ГНК и ВНК;

- оценка технического состояния ствола скважин и качества цементирования.

Комплекс ГИС составляется на основании инструкции «Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на газ и нефть» [9]. В комплекс включаются замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации, с целью уточнения положения интервалов перфораций, и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне.

В наклонных, субгоризонтальных и горизонтальных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ) выполняются замеры тремя малыми зондами.

В эксплуатационных скважинах промыслово-геофизические исследования «ГИС-контроль» выполняются с целью решения следующих основных задач:

- определение профиля притока газа в скважину;

- выделение нефте и газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности;

- определение пластовых давлений;

- определение проницаемости призабойной зоны;

- выявление компенсационных перетоков в пределах залежи и их направления;

- определение интервалов заколонных перетоков и мест поступления газа в заколонное пространство;

- изучение технического состояния скважин - уточнение глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя, интервалов перфорации, наличия пакеров и мостов и их герметичности.

Комплекс «ГИС-контроль» для решения поставленных задач проводится как в остановленных, так и в работающих скважинах на нескольких режимах работы. В качестве дополнительных исследований в комплекс рекомендуется включить спектральный нейтронный гамма-каротаж широкодиапазонный (СНКГ-Ш), который хорошо зарекомендовал себя при проведении исследований в действующих скважинах на месторождениях севера Тюменской области.

Этот метод позволяет определить:

- интервалы поглощения цемента

- наличие цемента за эксплутационной колонной

- интервалы выноса песка

- газоотдающие интервалы

- характер насыщения разреза.

Для реализации названных задач рекомендуется следующий комплекс ГИС, приведенный в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Комплекс ГИС при контроле за разработкой газоконденсатных залежей

Решаемая геолого-промысловая задача	Рекомендуемый комплекс ГИС.	М-б, верт.	Интервал проведения
Привязка и контроль интервала перфорации	ГК, ЛМ, ВЧТ, МИД	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Профиль притока	РГТ-2 (с пакер), РГТ-2 (без пакер), СТД-2 в режиме термодебит и анемометра.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Текущее положение ГВК	1. В режиме замера НК. 2. АКШ.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Наличие (отсутствие) газогидроди-намической связи между скважина-ми по отдельным пластам. Оценка текущего пластового давления	1. Гидропрослушивание. 2. Манометрия.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Состав флюида по стволу и на забое скважины	1.ГГК-П. 2. ВД. 3. Манометрия. 4. Резистивиметрия.	1:200	В интервале перфорации по стволу
Наличие притока (перетока) пластовых флюидов в стволе скважины	1.ВЧТ. 2. Резистивиметрия. 3.АКШ	1:200	± 50 м от интервала перфорации

Контроль за разработкой газогидродинамическими методами

Основными задачами исследований скважин газодинамическими методами являются:

- определение фильтрационно-емкостных характеристик пластов;

- оценка добывных возможностей скважин;

- изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

- контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Первичные исследования проводятся на всех скважинах эксплуатационного фонда после завершения бурением перед вводом в эксплуатацию. В результате первичных исследований определяют пластовое давление, продуктивную характеристику скважины и фильтрационно-емкостную характеристику пласта.

Задачи текущих газодинамических исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки, осуществлении оперативного контроля системы добычи газа, установление оптимального технологического режима работы скважин и определения текущих параметров прискважинной зоны пласта.

По результатам текущих исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации флюидов определяются следующие параметры:

- условно-статическое пластовое давление;

- текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

- коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

- коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов;

- приведенный радиус скважины;

- количественное соотношение жидкой фазы и мехпримесей в потоке газа;

- коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Первичные исследования газоконденсатных скважин выполняются минимум на 5 - 6 режимах прямого хода и 2 - 3 обратного. С отработкой на каждом режиме не менее 10 часов. При проведении исследований по возможности производится снятие КВД глубинным прибором, что позволяет оценить величину скин-фактора, а также контролировать дебит действующей газовой скважины (патент РФ №2037704 от 03.11.92 г.).

Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима их работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта. При этом газодинамические исследования можно осуществлять одним из экспресс-методов при сокращенном (до 5-6) количестве режимов и времени исследования на режимах до 1 часа. Данные, полученные при текущих исследованиях, используются для определения мероприятий по обоснованию технологических режимов, дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора и на периферийных участках, уточнения текущих запасов газа и конденсата, управления системой разработки залежи.

Проведение первичных и текущих исследований газоконденсатных скважин с выпуском газа в атмосферу сопряжено со значительными потерями газа и конденсата. Потери пластового газа при соблюдении предусмотренного комплекса исследовательских работ составят в среднем 750 тыс. м³/сут на скважину при первичных исследованиях и 125 тыс. м³/сут при проведении текущих исследований экспресс-методом. Поэтому, при проектировании обустройства месторождения необходимо предусмотреть комплекс оборудования на УКПГ, позволяющий проводить текущие газодинамические исследования с утилизацией газа без выпуска в атмосферу. Это позволит сократить указанные потери до минимума.

Специальные газодинамические исследования проводятся по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и состояние забоя, количественно определить наличие в потоке газа мехпримесей и жидкости при различных дебитах скважин.

На основании опыта контроля за разработкой специальные исследования на месторождении должны также включать следующие виды работ:

- контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

- установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и изоляции обводненных горизонтов;

- определение условий образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

- опробование новых методов исследования скважин.

Контроль за газоконденсатной характеристикой

В процессе газоконденсатных исследований решаются следующие задачи:

- определение минимальной скорости потока газа на забое обеспечивающей непрерывный вынос жидкости из скважины;

- определение газоконденсатной характеристики и ее изменения в условиях продолжительной работы на различных режимах;

- изменение состава добываемой продукции и ее физико-химических свойств в процессе эксплуатации.

Текущие газоконденсатные исследования рекомендуется проводить не реже одного раза в год на всех скважинах опорных кустов, расположенных на различных участках структуры. Для этого предлагается оборудовать дополнительно четыре опорных куста скважин (по одному на каждом участке освоения за исключением I и II) стационарньми сепарационными установками типа ГС-64 или ГС-88.

Промысловые газоконденсатные исследования проводятся в комплексе с газодинамическими на 2-3 режимах фильтрации. Во время исследований осуществляется обязательный отбор проб газа сепарации и насыщенного конденсата для определения состава пластовой смеси и дегазированного конденсата для определения его физико-химических свойств. Продолжительность исследования на каждом режиме не менее суток.

В лабораторных условиях определяют состав пластового газа и потенциальное содержание в нем конденсатообразующих углеводородов, а также физико-химические характеристики отобранных проб конденсата, такие как плотность, показатель преломления, вязкость, фракционный и углеводородный состав, составы и свойства широких и узких фракций добываемого конденсата.

Кроме этого, для моделирования материальных и компонентных балансов установки подготовки газа и конденсата (в целом и по отдельным сепараторам и разделителям) необходимо не менее одного раза в два года проведение работ по обследованию технологических линий по определению состава и характеристик добываемого флюида.

Исследование проб пластовой воды включает определение физических свойств и химического состава. Комплексные химические и физические исследования как глубинных проб воды, так и проб, отобранных на устье скважин при различных условиях, должны проводится непосредственно на скважинах и в лабораторных условиях. В глубинных пробах изучается вязкость, коэффициент упругоемкости, газонасыщенность, давление насыщения вод газами при пластовых уеловиях для использования при расчетах параметров, определяемых гидродинамическими методами (коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности). Из водоносных объектов пробы отбираются после достижения постоянства химического состава, контролируемого измерением плотности, рН, содержаний хлора и кальция.

Отбор проб и определение химического состава попутно добываемых вод производится ежеквартально в 30% эксплуатационного фонда скважин.

4. Конструкция и оборудование скважин

4.1 Анализ технологии и техники добычи газа и конденсата

Месторождения севера Тюменской области, расположенные в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), и, как правило, имеющие высокое начальное пластовое давление, разрабатываются скважинами, оснащенными комплексами подземного оборудования, по пакерной схеме.

Состав добываемых углеводородов этих месторождений не содержит агрессивных компонентов, поэтому применяемые комплексы состоят из:

- эксплуатационного пакера, предназначенного для герметизации затрубного пространства скважины;

- механического циркуляционного клапана, обеспечивающего временное сообщение затрубного пространства скважины с трубным пространством в процессе ремонта;

- посадочного ниппеля, предназначенного для установки в нем забойного клапана-отсекателя в процессе эксплуатации или глухой пробки при ремонте;

- забойного клапана-отсекателя, предназначенного для перекрытия лифтовой колонны в случае возникновения аварийных ситуаций;

- срезного клапана, предназначенного для приведения пакера в рабочее состояние.

Опыт эксплуатации скважин показывает, что пакерная схема обеспечивает защиту внутренних поверхностей эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия добываемых углеводородов и технологических растворов, применяемых при ремонте и техническом обслуживании скважин. Она обеспечивает пассивную защиту многолетнемерзлых пород от протаивания в процессе эксплуатации скважины, а эксплуатационную колонну - от смятия при обратном промерзании. Обеспечивает возможность проведения некоторых видов работ без глушения скважин, исключает затрубные перетоки углеводородов. Однако наличие пакера осложняет проведение исследовательских работ и работ по глушению скважины.

Длительная эксплуатация комплекса подземного оборудования в скважине и применение при ее ремонте солевых растворов приводят к отказу циркуляционного клапана на открытие закрытие и к увеличению усилия, необходимого для извлечения пакера из скважины. Отсутствие в составе комплексов телескопического соединения, компенсирующего температурные изменения длины лифтовой колонны, приводит к нарушению герметичности резьбовых соединений лифтовой колонны, и также к неудачным попыткам извлечения пакеров, в особенности из наклонно направленных скважин. Отсутствие в составе комплексов ингибиторного клапана не позволяет производить, при необходимости, закачку в скважину ингибитора гидратообразования через затрубное пространство. Наличие в составе комплексов забойных клапанов-отсекателей, глухих пробок и других составляющих, устанавливаемых или работающих с помощью «канатной техники», ограничивает их применение в скважинах с большим углом наклона.

В последние годы в связи с падением пластового давления и снижением рабочих дебитов наблюдается тенденция извлечения из скважин не только забойных клапанов-отсекателей, но и эксплуатационных пакеров и перевод скважин на беспакерную эксплуатацию, что позволяет уменьшить трудоемкость и продолжительность отдельных видов капитального ремонта, а также сократить затраты на его проведение.

4.2 Конструкция и оборудование устья скважин

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин на Ямбургском месторождении свидетельствует, что различия в рабочих дебитах основного

фонда скважин за исключением высокопродуктивных с дебитами выше 400 тыс. м³/сут достигают 2,5 раз от средней по месторождениям величины.

Выполненные на основе газогидродинамического моделирования расчеты процесса разработки газоконденсатных залежей также указывают на еще более широкий диапазон начальных рабочих дебитов по проектным скважинам. Отметим, что проектные решения предусматривают применение методов для достижения начальных рабочих дебитов не менее 200 тыс. м³/сут. Тем не менее, данное обстоятельство, наряду с существующей долей условности распределения дебитов по конкретным скважинам, обуславливает трудности при обосновании диаметра лифтовых колон. С одной стороны выбранный типоразмер должен удовлетворять условию минимизации потерь давления при движении газа с другой - обеспечивать вынос жидкости с забоя.

Накопленный опыт показывает, что условию выноса жидкости с забоя удовлетворяют в основном НКТ диаметром 102 мм. Однако, учитывая возможный диапазон изменения рабочих дебитов по скважинам для повышения надежности их работы и обеспечения более высоких скоростей потока газа на забое для выноса жидкости и механических примесей, диаметр НКТ целесообразно принимать 89 мм. Уменьшение его до 73 мм вызывает дополнительные потери давления в лифтовых колоннах, более чем на 2,0 МПа, в начальный период разработки, что приводит к снижению пропускной способности скважин и отражается на сроках ввода ДКС второй очереди, а также приводит к непроизводительному расходованию пластовой энергии в завершающий период разработки. В случае, если продуктивная характеристика реальной скважины окажется недостаточной для обеспечения технологического режима, обеспечивающего вынос жидкости с забоя, необходимо предусматривать мероприятия по интенсификации притока газа.

Поэтому эксплуатационные газоконденсатные скважины, несмотря на наличие в разрезе многолетнемерзлых пород, в связи с пониженными пластовыми давлениями и относительно небольшими дебитами рекомендуется оснащать эксплуатационной колонной 168 мм и лифтовой колонной диаметром 89 мм по беспакерной схеме.

Рисунок 4.1 - Фонтанная арматура АФК6-80/65х35 К₁ ХЛ

I - крестовина; 2 - подвеска НКТ: 3 - переводник НКТ; 4 - центральная задвижка:

5 - катушка; 6 - задвижка ЗМС1 Б-100П 21ХЛ; 7 - выкидная линия: 8 - регулируемый штуцер: 9 - буферный фланец: 10-задвижка ЗМС1 Б-1100х21; 11 - крестовина.

Исходя из геолого-технических условий разработки газоконденсатных залежей пластов БУ_6-7, БУ₈, БУ₉ предлагаются следующие компоновки лифтовых колонн:

- от устья до глубины подвески хвостовика-фильтра или до кровли продуктивного горизонта, - колонна высокогерметичных насосно-компрессорных труб зарубежного или отечественного производства;

- под зоной многолетнемерзлых пород в составе лифтовой колонны монтируется посадочный ниппель;

- на башмаке лифтовой колонны монтируется воронка для центрирования колонны и облегчения ввода в нее глубинных приборов, спускаемых при исследовании и ремонте скважины.

Рисунок 4.2 - Колонная головка типа ОКК 2 для обвязки трех обсадных колонн

Лифтовые колонны подвешиваются в фонтанной арматуре типа АФК6-80/65х35 К1 ХЛ по ГОСТ 13846-89 (Рис. 4.1.), устанавливаемой на двухсекционной клиньевой колонной головке типа ОКК2-350-168х245х324 К1 ХЛ по ГОСТ Р 51365-99 (Рис. 4.2)

Для обвязки устья газоконденсатных скважин рекомендуется оборудование ООО НПО «Нефтегаздеталь» (г. Воронеж) или ОАО АК «Корвет» (г. Курган).

Принципиальная компоновка лифтовой колонны газоконденсатной наклонно направленной скважины с горизонтальным окончанием ствола приведена на Рис. 4.3.

Эксплуатационные газоконденсатные скважины располагаются на одной кустовой площадке с расстоянием 40 м между устьями.

Приустьевое оборудование включает в себя:

· манифольд;

· выкидную линию с устьевым клапаном-отсекателем и быстросъемным сужающим устройством;

· две задавочные линии с обратными клапанами и быстроразъемными соединениями;

· метанолопровод;

· факельную линию с сепаратором, измерительной установкой и

горизонтальным или вертикальным факельным устройством.

Факельная линия (общая для всех скважин куста) и газосборный коллектор выполняются в подземном исполнении.

Устья скважин оборудуются фундаментами под подъемные агрегаты для капитального ремонта скважин (ППА), якорями для оттяжек ППА, емкостями под технологические растворы, необходимыми для ремонта скважин.

С целью обеспечения экологической безопасности кустовая площадка должна быть обвалована.

Обвязка эксплуатационных скважин, сгруппированных в кусты, производится по ресурсосберегающей технологии с использованием ранее построенного (при бурении) амбара ГФУ.

4.3 Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны с образованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений и появлением жидкости и песка в продукции скважины на поздней стадии эксплуатации.

Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция).

Рисунок 4 - Конструкция газоконденсатной скважины с горизонтальным окончанием ствола Ямбургского месторождения

1 - елка фонтанной арматуры; 2 - трубная головка фонтанной арматуры; 3 - колонная

головка; 4 - кондуктор; 5 - посадочный ниппель; 6 - промежуточная колонна;

7 - эксплуатационная колонна; 8 - заколонный пакер; 9 - лифтовая колонна;

10 - воронка; 11 - подвесное устройство ПХН хвостовика-фильтра;

12 - фильтр ФГС; 13 - центратор; 14 - башмак.

Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется или по стационарным коммуникациям, или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины. Проведение указанных мероприятий необходимо и для вводимых после бурения скважин. При этом на период пусковых работ подача ингибитора гидратообразования может обеспечиваться передвижной насосной установкой.

В процессе эксплуатации газоконденсатных скважин нередки случаи появления межколонных газопроявлений, возникающих по различньм геологическим, техническим или технологическим причинам. Для предотвращения заколонных перетоков газа из сеноманской залежи в конструкции скважины предусмотрен заколонный пакер ПДМ-168-1, установленный на глубине 1300 м. Кроме того, промежуточная, эксплуатационная и лифтовые колонны выполнены с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа КS Веаr и NEW VАМ.

Если, несмотря на принятые меры, межколонные газопроявления присутствуют, то природа их должна быть тщательно изучена, после чего принято решение о возможности дальнейшей эксплуатации или ремонта скважин. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями может производиться только по регламенту, действующему на месторождении.

Для обеспечения возможности проведения ремонта устьевого оборудования скважин под давлением в составе лифтовой колонны предусмотрен посадочный ниппель, в который перед ремонтными работами устанавливается глухая пробка или предохранительный клапан, перекрывающие трубное пространство скважины.

Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанных с появлением в обозримом будущем в продукции скважин воды и песка, следует предусмотреть проведение профилактических мероприятий по удалению скапливающейся на забое конденсационной и пластовой воды, а также проведение ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды и закреплению призабойной зоны.

Для удаления жидкости с забоя скважины рекомендуется использовать различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ рекомендуются сульфонол, ДС-РАС (для слабоминерализованньгх вод, до 10 г./л); ОП-7, ОП-10, «Универсал» (для минерализованных вод); неонол, водо- и нефтенерастворимые ПАВ (при наличии газоконденсата на забое).

4.4 Рекомендации по ремонту скважин и интенсификации притока

Анализ капитальных ремонтов скважин, проводимых на Ямбургском месторождении, выявил следующую тенденцию.

За последние годы ремонты скважин связаны в основном с изоляцией водопритоков, ликвидацией негерметичности эксплуатационных колонн, аварийно-восстановительными работами, дополнительной перфорацией пластов. Кроме того, начиная с 2002 года, на месторождении проводились работы по выводу скважин из бездействующего фонда методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

По состоянию на 30.08.2004 ГРП проведен в 42 скважинах (4 ремонта силами ОАО «Пурнефтеотдача», 9 - компанией «Шлюмберже» и 31 - филиалом «Тюменбургаз», в т.ч. 14 ремонтов в 2004 году, из которых 2 ремонта произведены повторно).

Двадцать восемь операций ГРП имеют положительный результат, из них:

- хороший результат, т.е. дебиты более 400 тыс. м³/сут, при депрессии менее 10 МПа, устьевая температура на 5 и более градусов выше температуры гидратообразования - всего 19 скважин;

- удовлетворительный результат с дебитами менее 400 тыс. м³/сут при депрессии более 10 МПа и устьевой температуре близкой к температуре гидратообразования - 8 скважин;

- неудовлетворительный результат получен на 5 скважинах, имеющих низкие дебиты и устьевые температуры.

Успешность работ составила: у ОАО «Пурнефтеотдача» - 50%, у компании «Шлюмберже» - 88%, у филиала «Тюменбургаз» - 63,6%. В целом успешность операций по гидравлическому разрыву пласта составила 67%.

Следует учитывать, что даже при наличии удовлетворительного эффекта, сравнительно невысоком дебите и, соответственно, медленной окупаемости затрат, скважины все-таки были введены в эксплуатацию.

Для повышения эффективности операций, перед производством ГРП рекомендуется проводить мини ГРП, который позволит уточнить параметры пласта и вероятную геометрию трещины по результатам нагнетательного теста (например, закачиванием солевого раствора) и калибровочного теста (например, закачиванием 50-60 м³ смеси с концентрацией проппанта порядка 200 кг/м³) и лишь затем приступать к проведению основного ГРП.

При производстве ГРП рекомендуется увеличить массу закачиваемого проппанта до 50-60 т, подбирать размеры закачиваемого проппанта под диаметры перфорационных отверстий эксплуатационной колонны (например, для отверстий диаметром 12 мм оптимальным является проппант фракции 16/30), выбирать жидкость-проппантоноситель требуемой плотности и вязкости. Небольшая масса закачиваемого проппанта ведет к образованию недостаточной ширины закрепленной трещины и, как следствие, к минимальной продуктивности скважины и неудовлетворительному эффекта от ГРП. Недостаточный зазор между наружным диаметром закачиваемого проппанта и внутренним диаметром перфорационных отверстий ведет к увеличению гидравлического сопротивления и росту давления выше критических величин. Маленькая плотность жидкости-проппантоносителя уменьшает несущую способность жидкости и приводит к преждевременному осаждению проппанта в трещине. Низкая вязкость способствует преждевременному выносу проппанта из призабойной зоны пласта, следует в жидкость-проппантоноситель добавлять специальные клеящие композиции, препятствующие этому процессу.

Освоение скважины после ГРП рекомендуется производить с помощью колтюбинговой установки в сочетании с азотной установкой. Применение этих установок в комплексе обеспечивает осушку призабойной зоны и способствует быстрому выходу скважин на проектные режимы.

После окончания производства работ по ГРП необходимо в обязательном порядке провести специальные исследования, направленных на определение оптимальных и допустимых параметров технологического режима эксплуатации скважин после проведения ГРП, позволяющих избежать разрушения скелета горной породы, выноса проппанта, выпадения конденсата в призабойной зоне, скопления его на забое.

Анализируя результаты остальных ремонтных работ на Ямбургском месторождении за последний годы можно отметить два момента: недостаточную эффективность применяемых технологий по изоляции притока пластовых вод и на отсутствие технологий по закреплению ПЗП. В частности отмечалась низкая успешность установки дегацементных мостов по технологии ЗАО «Корпорация «Севергазсервис» и водоизоляционных работ по технологии ОАО «СевКавНИПИгаз». Более удачен опыт по закачиванию в пласт жидкого стекла в сочетании с конденсатом и гелеобразующим и твердеющим составами с последующим докреплением интервала изоляции цементным мостом. Недостаточно эффективны технологии извлечения пакеров и лифтовых колонн из наклонно направленных скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн. Несмотря на хорошую успешность, недостаточно эффективны (по дебиту) технологии по промывке песчано-глинистых и гидратно-ледяных пробок. По-видимому, имеются случаи нарушения технологической дисциплины при производстве ремонтных работ бригадами ЗАО «ЗапСибГаз» с помощью подъемных агрегатов, приводящие к загидрачиванию ствола и образованию гидратно-ледяных пробок, и в итоге - к росту дополнительных затрат на незапланированные работы. Не решена проблема по выводу скважин из бездействующего фонда, хотя и имеется положительный результат таких работ путем гидроразрыва пласта.

В течение ближайших десяти лет основными ремонтными работами на месторождении останутся ликвидация негерметичности колонн, изоляция водопритоков пластовых вод с помощью колтюбинговой техники, а также вывод скважин из бездействующего фонда методом гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией притока пластовых вод и закреплением скелета горных пород. В последующие годы начнутся работы и по ликвидации скважин, выполнивших свое назначение.

Ликвидацию межколонных газопроявлений рекомендуется производить путем закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций или вязко-упругих систем (ВУС-1, ВУС-2 или ВУС-3).

Для промывки песчаных пробок необходимо использовать колтюбинговую технику. В качестве промывочной жидкости рекомендуется использовать двухфазные пенные системы на основе чистой технической воды с добавками ПАВ - пенообразователей.

При ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн возможна установка дополнительной колонны меньшего диаметра или ДОРНа, закачка в интервал негерметичности облегченного тампонажного материала или герметизирующей композиции на основе смол.

Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанных с появлением в обозримом будущем в продукции скважин воды и песка, следует предусмотреть проведение ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды и закреплению призабойной зоны. Ремонтно-изоляционные работы рекомендуется проводить с помощью колтюбинговой техники в соответствии с действующим на месторождении технологическим регламентом.

Для изоляции пластовых вод рекомендуется использовать различные селективные изоляционные материалы, например, композицию из ацетона, стиромали и кремнийорганической жидкости АКОР-Г. Вместо АКОР-Г можно использовать водоизолирующие композиции на основе поливинилового спирта ПВС-1В и гидрофобной кремнийорганической жидкости ГЮК-11Н, а также водоизолирующие составы ВИС-1, ВИС-2 или ВИС-3. Для повышения надежности изоляции водопритока рекомендуется в скважинах устанавливать водоизоляционные экраны путем закачки в пласт селективной изоляционной композиции на основе модификатора с гидрофобной кремнийорганической жидкостью или на основе этилсиликатов с гидрофобной кремнийорганической жидкостью.

Для предотвращения выноса песка и закрепления скелета горных пород в конструкции газоконденсатных скважин заложен фильтр ФС-127. Кроме того, для закрепления скелета пород рекомендуется использовать различные закрепляющие материалы, например, композицию из раствора хлористого кальция, кубовых остатков фурилового спирта (КОФС) и конденсата или состав из алкилрезорциноформальдегидной смолы (ФР-100), параформа (механической смеси параформальдегида и древесной муки) и бикарбоната натрия (наполнителя).

Консервацию скважин рекомендуется производить путем заполнения интервала перфорации специальной жидкостью, обеспечивающей сохранение коллекторских характеристик продуктивного пласта, а остальной части ствола, включая и верхнюю часть скважины, - незамерзающей жидкостью. Цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливаются.

Устьевое оборудование следует защищать от коррозии, с устьевой арматуры снимаются штурвалы и манометры, на отводах установливаются заглушки.

Ликвидацию скважин рекомендуется производить путем установки цементных мостов в интервале продуктивного пласта и в башмаке кондуктора. Устье ликвидированных скважин необходимо оборудовать бетонной тумбой или герметизировать цементным раствором путем закачивания его во внутренние полости колонной и трубной головок в соответствии с действующими на месторождении технологическими регламентами.

5. Анализ технологии подготовки валанжинского газа на уКпг-1В Ямбургского месторождения

5.1 Схема сбора продукции газоконденсатных скважин

Газоконденсатный комплекс Ямбургского месторождения представляет из себя централизованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В (Рис. 5.1.).

К настоящему времени на всех трех пунктах сбора газа обустроено и находится в эксплуатации 53 куста газоконденсатных скважин с количеством скважин в кусте от 3 до 14. В среднем на кусте размещается по 6 - 7 скважин. Минимальные устьевые давления на 2006 г. составляли по району УКПГ-1В - 9,0 МПа, УППГ-2В - 9,58 МПа, УППГ-3В - 9,37 МПа.

Существующая схема газосбора - преимущественно лучевая, от каждого куста скважин к входной гребенке пункта сбора проложен единый трубопровод. В нескольких случаях трубопроводы от двух-трех кустов (не более 18 скважин) объединены в общий коллектор. Диаметры газосборных трубопроводов от 168 мм до 325 мм. Максимальные длины от куста до сборного пункта составляют менее 13 км.

Для доразработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное развитие предлагается бурение 108-ми наклонно-направленных скважин. Исходя из размещения забоев скважин, топографии местности и расположения существующих объектов инфраструктуры, скважины объединены в кусты по три - шесть скважин, в основном по пять скважин.

Количество кустовых площадок - 25 шт. Все площадки вынесены за пределы водоохранных зон. Максимальные расстояния от кустов до сборных пунктов в некоторых случаях достигают 22 км. Размещение перспективных кустов скважин на газоконденсатном промысле приведено на Рис. 5.2.

Рисунок 5.1 - Структурно-технологическая схема подготовки валанжинского газа Ямбургского ГКМ

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

- возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана-отсекателя;

- термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

- установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установки комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Подбор диаметров шлейфов выполнен из условия допустимой скорости газа в трубе равной 25 м/с и обеспечения давления на входе в УКПГ, УППГ не ниже давления газа в подходящих к ним существующих шлейфах. Расчеты вновь вводимых шлейфов выполнены для двух вариантов отбора газа: для поддержания добычи газа по месторождению на уровне 15 и 18 млрд. м³/год, соответственно.

Рисунок 5.2 - Параметры коллекторно-лучевой системы газосбора для поддержания добычи 15 млрд. м³/год

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра до величины не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ и УППГ.

В соответствие с ВНТП 01-81 («Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа») обвязка эксплуатационных скважин куста должна предусматривать:

- возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше рабочего с установкой клапана отсекателя;

- термокарманы для замера температуры газа на устье, до и после регулятора давления;

- установку предохранительных клапанов для защиты шлейфа от превышения давления;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке и т.п., а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.

Для обеспечения надежности работы клапанов-отсекателей и предохранительных клапанов рекомендуется предусмотреть электрообогрев корпусов этих клапанов греющим кабелем. Кроме этого рекомендуется предусмотреть подачу метанола на седла клапанов, где возможно гид-ратообразование при их срабатывании, а также после регулятора давления на трубопроводе подачи газа на факел для предотвращения гидратообразования при снижении температуры газа после регулятора.

Система промыслового сбора газа предназначена для сбора и транспорта добываемого газа от кустов скважин до установок комплексной подготовки газа УКПГ-1В и установок предварительной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В.

На большинстве газоконденсатных месторождений Западной Сибири принята лучевая схема сбора газа, обеспечивающая более высокую надежность системы и эффективный контроль над работой кустов и скважин по сравнению с коллекторной схемой сбора. Однако из-за больших расстояний от добывающих кустов скважин до установок подготовки газа и, соответственно, большой металлоемкости газосборных сетей, рассчитаны параметры шлейфов для коллекторно-лучевой и лучевой систем сбора продукции скважин с целью проведения сравнительного экономического анализа.

Расчет необходимых диаметров шлейфов проводился с ограничением максимального диаметра шлейфа: не более Ду=500 мм. При необходимости прокладки трубопровода большего диаметра принято решение о строительстве параллельного трубопровода и определен год его ввода в эксплуатацию.

Режим работы большинства теплоизолированных шлейфов надземной прокладки от кустов и скважин в зимний период гидратный, поэтому предусмотрена подача метанола на кусты скважин от УКПГ.

Расчеты газосборных сетей на прочность выполнены в соответствии с требованиями СП 34-116-97 с использованием ЭВМ по программе «Excel» на давление газа 16 МПа. Газосборные сети отнесены ко II категории.

Анализ результатов гидравлического и теплового расчетов системы внутрипромыслового транспорта газа и расхода метанола в динамике с начала ввода кустов в эксплуатацию. показывает, что металлоемкость принятых к расчету систем газосбора примерно одинакова, однако общая длина газосборных сетей при лучевой схеме возрастает более чем на 30%.

Экономические показатели вариантов при применении лучевой и коллекторно-лучевой схем незначительно свидетельствует о приемуществах последней, которая и рекомендована для практической реализации.

Для выхода на предлагаемые к размещению кусты скважин необходимо с 2006 по 2015 годы построить 87,5 км подъездных автодорог V категории с грунтовым покрытием. Для бурения скважин и обеспечения кустов электроэнергией в период эксплуатации необходимо за тот же период протянуть около 80-ти км ВЛ-6 кВ или 10 кВ отпайками от существующих линий электропередач. В капитальных вложениях учтены также затраты на сооружение метанолопроводов, разработки карьеров грунта, отсыпки кустовых площадок.

Для подключения вновь вводимых кустов скважин необходимо предусмотреть расширение входной гребенки на УКПГ-1В сооружением отдельного блока с подключением его к общему коллектору. На остальных пунктах сбора газа имеются резервы для подключения дополнительных шлейфов.

5.2 Технологическая схема подготовки газа и конденсата

Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

· природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, подаваемый в межпромысловый коллектор с температурой минус 2-5°С и давлением до 6,0 МПа;

· нестабильный газовый конденсат, соответствующий ТУ 05751745-02-88, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой минус 4-5°С и давлением до 7,5 МПа.

В процессе подготовки газа используется:

- ингибитор гидратообразования - метанол;

- абсорбент углеводородов - охлажденный конденсат 1-ой ступени сепарации.

Таблица 4 - Характеристики пластовой газоконденсатной смеси

Компоненты	Молекулярная масса, кг/моль	% мольные
N2	28	0,68
СО2	44	0,3
СН4	16	89,64
С2Н6	30	4,54
С3Н8	44	1,99
i-С4Н10	58	0,48
n-С4Н10	58	0,47
С5+	115	1,9

Исходным сырьем для получения товарного газа и конденсата на УКПГ-1в служит пластовый газ валанжинских залежей ЯГКМ.

Удельный выход нестабильного газового конденсата при применении процесса НТА, давлении 6,0 МПа и температуре минус 25°С ~ 120 г./м³.

В качестве ингибитора гидратообразования принят метанол (ГОСТ 2222-78).

Физико-химическая характеристика:

Химическая формула - СНзОН

Молекулярный вес - 32,04

Плотность при 20°С - 0,79

Температура кипения,°С - 64,7

Температура замерзания,°С - минус 97,1

Температура плавления,°С - минус 93,9

Пластовый газ с давлением до 11 МПа и температурой 15-30°С от кустов скважин поступает на узлы входа шлейфов. Схема узлов входа шлейфов обеспечивает продувку шлейфов на ГФУ и вывод на режим, снижение давления газа до требуемого на входе в УКПГ, защиту от превышения давления.

С узлов входа шлейфов сырой пластовый газ по 2 коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1 пункта сепарации I очереди.

Пункт сепарации пластового газа предназначен для отделения газа от конденсата, пластовой или метанольной воды и механических примесей.

Сырой пластовый газ от ППА по коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С поступает в сепараторы С-1/1-3, в которых происходит отделение от газа конденсата, пластовой воды и механических примесей.

Из сепараторов С-1 сырой газ, частично освобожденный от конденсата, пластовой воды и механических примесей, поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в абсорберы А-1/1-3.

Конденсат с пластовой водой из сепараторов С-1/1-3 поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата в разделители Р-1/1-4.

В продувочном сепараторе С-2 дегазируются поступившие из пробкоуловителя конденсат, пластовая вода, которые из сепаратора С-2 поступают в трубопровод подачи конденсата из сепараторов С-1/1-3 в разделители Р-1/1-4.

Газ из сепаратора С-2 поступает в трубопровод подачи сырого газа из сепараторов С-1/1-3 в абсорберы А-1/1-3.

Для сокращения потерь метанола схемой предусматривается подача части водометанольного раствора (ВМР), отбираемого с «полуглухой» тарелки абсорбера А-1/1-3, в разделители Р-2 для разбавления водометанольной фазы, что снижает растворимость метанола в углеводородном конденсате. В низкотемпературных абсорберах А-2/1-3, состоящих из кубовой, абсорбционной и сепарационной секций производится извлечение углеводородов абсорбентом - охлажденным конденсатом, подаваемым из разделителей Р-1/1-4.

Для охлаждения газа применяются воздушные холодильники ВХ-1/1-8, турбодетандерные агрегаты БТД-1/1-6, работающие по схеме «компрессор-турбина». Для рекуперации холода газовых и конденсатных потоков используются кожухотрубчатые теплообменники Т-1/1-3 (газ-газ), Т-2/1-6 (газ-конденсат) и Т-3/1-6 (конденсат-конденсат). Теплообменники Т-1/1-3 обвязаны параллельно по трубному и межтрубному пространству. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 смонтированы попарно в 3-й группы теплообменников. Теплообменники Т-2/1-6 и Т-3/1-6 по межтрубному пространству обвязаны последовательно - параллельно.

Для предотвращения гидратообразования производится подача метанола через панели ИНГ-2 и систему трубопроводов индивидуальной подачи в следующие точки:

на вход газа в турбины турбодетандерных агрегатов БТД-1/1-6;

на вход газа в воздушные холодильники ВХ-1/1-8;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-1/1-3;

на вход газа в трубное пространство теплообменников Т-2/1-6;

на вход конденсата в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6.

В низкотемпературных сепараторах С-3/1-3 отделяется конденсат и ВМР, выделившиеся при охлаждении газа в воздушных холодильниках ВХ-1/1-8 и теплообменниках Т-1/1-3.

В разделителях Р-1/1-4 разделяются конденсат и метанольная вода, выделившейся в сепараторах С-1/1-3 и сепарационной секции абсорберов А-1/1-3.

Сырой газ, с давлением до 10,0 МПа и температурой 15-25°С, из пункта сепарации пластового газа по коллектору через входные пневмокраны Г-201/1-3 поступает в абсорберы А-1/1-3, в которых последовательно проходят секции:

- сепарационную, где происходит отделение газа от конденсата и пластовой воды, которые через клапан-регулятор уровня поз. КРУ-2, дроссельную шайбу поступают в разделители Р-1/1-4;

- отдувочную, где происходит отдувка газом метанола из ВМР с концентрацией 80-85% масс., подаваемого на верхнюю тарелку секции насосами И-10/3-13 из емкости Е-4 установки регенерации метанола;

- фильтрующую, где капельный ВМР, выносимый потоком газа, коагулируется на сетке фильтра, стекает в коллектор насыщенного ВМР и поступает в разделители Р-3/1-2.

С полуглухой тарелки отдувочной секции, ВМР с концентрацией метанола 40-65% масс., поступает в разделители насыщенного ВМР Р-3/1-2 установки регенерации метанола и далее в разделители II ступени Р-2.

Газ из абсорберов А-1/1-3 поступает по коллектору на компрессоры турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6.

Газ после компрессоров БТДА-1/1-6 поступает в воздушные холодильники ВХ-1/1-8, где охлаждается до температуры 4-18°С.

В холодный период года при давлении газа на входе в С-1 >8,7 МПа достижение температуры НТА минус 29-30°С возможно без применения турбодетандерных агрегатов БТДА-1/1-6 за счет дроссель-эффекта, получаемого на клапане-регуляторе давления КРД-2, при этом газ проходит по байпасам компрессора и турбины БТДА.

Недостатком технологической схемы является то, что входные и выходные коллекторы АВО газа изготовлены из нехладостойкой стали. Для предотвращения разрушения коллекторов при температурах ниже минус 20°С предусмотрен электрообогрев коллекторов, осуществляемый греющим кабелем типа КМЖ, который обеспечивает плюсовую температуру стенок коллекторов и патрубков при температуре окружающего воздуха до минус 54°С.

Из воздушных холодильников ВХ-1/1-8 газ поступает в трубное пространство обвязанных параллельно теплообменников Т-1/1-3 (газ-газ) и Т-2/1-6 (газ-конденсат), при этом количество газа, поступающего в Т-2/1-6 регулируется клапаном-регулятором поз. КРТ-2 по температуре конденсата, направляемого в выветриватель В-2 (в насосную конденсата).

В теплообменниках газ охлаждается поступающими в межтрубное пространство потоками:

газа в Т-1 /1 -3 - из абсорберов А-2/1 -3 с температурой минус 25-30°С;

конденсата в Т-2/1-6 - из теплообменников Т-3 или разделителей Р-2 с температурой минус 15-11°С.

Из теплообменников Т-1/1-3 и Т-2/1-6 охлажденный газ под давлением 8,5-10,5 МПа, с температурой 4-+15°С поступает в низкотемпературные сепараторы С-3/1-3, где от газа отделяется жидкая фаза, которая поступает в трубопровод подачи конденсата в выветриватель В-2.

Из сепараторов С-3/1-3 большая часть газа (80%) направляется в турбины ТДА-1/1-6, где за счет расширения до давления 5,5-6,4 МПа, охлаждается до температуры минус 23-28°С, и далее - в абсорберы извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3.

Остальной газ (20%) поступает в качестве активного в эжекторы ЭГ-1/1-3. Пассивным являются газы выветривания из разделителей Р-2, выветривателя В-2 и емкостей Е-101.

В зимний период при работе I очереди по дроссельной схеме, а II - с включением ТДА, количество активного газа не регламентируется и поэтому эжекторы I очереди могут принять также газы выветривания из разделителей Р-2 р II очереди, обеспечивая более устойчивый режим работы ТДА II очереди.

Смесь газов с давлением 5,5-6,4 МПа направляется в общий коллектор входа в абсорберы А-2/1-3.

Остаток потока газа после С-3/1-3, не используемый в эжекторах, дросселируется, проходя клапаны-регуляторы КРД-2 и также поступает в абсорберы А-2/1-3.

Генпроектировщиком Ямбурга - институтом «Южниигипрогаз» проведение процесса низкотемпературной абсорбции разрешено при температуре не ниже минус 30°С.

В абсорберах извлечения тяжелых углеводородов А-2/1-3 газ последовательно проходит секции:

- абсорбционную, в которую поступает на нижнюю тарелку. В абсорбционной секции происходит извлечение (абсорбция) из газа углеводородов С₃₊ охлажденным конденсатом из разделителей Р-1/1-4, подаваемым на орошение на верхнюю тарелку;

- сепарационную, где происходит отделение газа от капельного конденсата, выносимого потоком газа.

При неработающих БТДА-1/1-6 газ из сепараторов С-3/1-3 поступает в качестве активного газа в эжекторы ЭГ-1/1-3, смонтированные параллельно, эжектируя газы выветривания из выветривателя В-2 и разделителей Р-2/1-3. Производительность эжекторов определяется применением соответствующих вставок-сопел. Из эжекторов ЭГ-1/1-3 смесь газов поступает в трубопровод подачи газа в абсорберы А-2/1-3, после клапана-регулятора давления КРД-2.

Схемой предусмотрена подача активного газа на эжекторы ЭГ-1/1-3 после абсорберов А-1/1-3 при возникновении избытка холода в зимний период.

Из абсорберов А-2/1-3 осушенный газ под давлением до 6,0 МПа с температурой минус 25-30°С поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1-3.

Из межтрубного пространства теплообменников Т-1/1-3 газ с температурой минус 2-5°С поступает на узел хозрасчетного замера, состоящий из трех параллельных ниток с замерными диафрагмами.

Из замерного узла товарный газ по коллектору Ду 1000 направляется в межпромысловый коллектор.

В разделителях Р-1/1-4 происходит разделение конденсата от пластовой воды и метанола и дегазация жидкой фазы. Газ из разделителей Р-1/1-4 поступает в кубовую секцию абсорберов А-2/1-3.

Водометанольный раствор из разделителей Р-1/1-4 через клапан-отсекатель поз. КРУ-4 поступает на установку регенерации метанола.

Конденсат из разделителей Р-1/1-4 через клапан-регулятор уровня КРУ-5 направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1-6, где охлаждается до температуры минус 22-25°С конденсатом, поступающим в межтрубное пространство из кубовой части абсорберов А-2/1-3, и направляется на орошение верхней тарелки абсорбционной секции абсорберов А-2/1-3.

В абсорберах А-2/1-3 конденсат с полуглухих тарелок абсорбционной и сепарационной секций поступает в кубовую секцию. Из кубовой секции абсорберов А-2/1,3 конденсат подается в межтрубное пространство теплообменников Т-3/1-6 (конденсат-конденсат), а затем Т-2/1-6 (газ-конденсат), где газом, подаваемым в трубное пространство, регулируется температура конденсата, поступающего из Т-2 в выветриватель В-2.

Особенностью обвязки вывода конденсата из кубовой секции абсорбера А-2/2 является то, что клапан-регулятор уровня КРУ-6 установлен на трубопроводе после теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6.

После теплообменников Т-2/1-6, Т-3/1-6 конденсат с температурой 2-7°С поступает в выветриватель В-2. Для снижения потерь метанола с углеводородным конденсатом после монтажа дополнительных трубопроводов конденсат после теплообменников Т-3 подается на разгазирование в выветриватель В-2, разделители Р -2 и емкости Е-101, а затем насосами Н-20 возвращается на нагрев в теплообменники Т-2 и далее - на хозрасчетный замер и в магистральный конденсатопровод.

Рисунок 5.3 - Принципиальная схема технологической линии УКПГ-1В Ямбургского месторождения

Описанная выше схема ПНТА в реализованном на УКПГ-1В варианте имеет два основных отличия от широко распространенной на газоконденсатаых промыслах Западной Сибири схемы НТС.

Первое заключается в том, что осушка газа по воде перенесена из низкотемпературного сепаратора в абсорбер первой ступени А-1. Однако достижение требуемой степени осушки газа по воде непосредственно в абсорбере А-1 проблематично - окончательная осушка происходит в сепараторе С-3 и низкотемпературном абсорбере А-2. При этом газ в А-1 насыщается метанолом в весьма значительной степени, а в С-3 и А-2 метанол из газового потока растворяется в конденсате, в результате чего содержание метанола в товарном конденсате УКПГ-1В Ямбургского месторождения значительно выше, чем в товарном конденсате промыслов северных месторождений, работающих по технологии НТС.

Второе принципиальное отличие технологии ПНТА от технологии НТС заключается в том, что осушке газа по углеводородам происходит не в низкотемпературном сепараторе, а в низкотемпературном абсорбере, в который противотоком подается абсорбент - конденсат с первой ступени сепарации. Сделано это с целью дополнительного извлечения углеводородов (пропана и более тяжелых) из потока газа и перевода их в конденсат. Однако, выполненный по результатам комплексных обследований сравнительный анализ распределения углеводородов газоконденсатных флюидов различных месторождений по продуктам промысловой подготовки показал, что дополнительное извлечение по схеме ПНТА достигается лишь для легких углеводородов от пропана до пентанов, а для более тяжелых (которые прежде всего и нужны для переработки) такого эффекта не наблюдается. Негативно характеризует технологию ПНТА также тот факт, что при контакте в абсорбере А-2 тяжелого конденсата с газом, насыщенным метанолом, происходит интенсивное растворение метанола в конденсате. В результате этого технология ПНТА характеризуется повышенным расходом метанола. Наконец, подача тяжелого конденсата в низкотемпературный абсорбер может привести к выпадению парафинов, что и реально происходило в начальный период разработки и при подключении новых объектов разработки с начальным пластовым флюидом, в частности, УППГ-2В.

Таким образом, на основе анализа схемы УКПГ-1В Ямбургского месторождения можно заключить, что технология ПНТА не только не имеет явных преимуществ по сравнению с широко распространенной на севере Тюменской области технологией НТС, но и уступает ей по расходу метанола и по степени защиты от парафинизации оборудования. В частности, по данным ООО ВНИИГАЗ в настоящее время УКПГ-1В работает с пониженной эффективностью относительно потенциальной. Одна из главных причин такого положения заключается в наличии тугоплавких парафинов в газоконденсатном флюиде со скважин УППГ-2В, вследствие чего снижаются коэффициенты теплопередачи в теплообменном оборудовании в результате выпадения парафинов, а также возникают серьёзные осложнения в работе абсорберов А-2. Это вынуждает эксплуатировать А-2 при более высоких температурах (минус 27 - 29°С) - на 5 градусов выше достигнутого ранее уровня, это сопровождается снижением выхода товарного НК приблизительно на 5%.

Проанализируем состояние и эффективность промысловой технологии газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения. УКПГ-1В работает с 1991 года. За истекший период проведен ряд реконструкций, которые исправили ошибки проекта и повысили её эффективность технологии как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата), так и в части предупреждения гидратообразования. В частности, реконструирована схема осушки газа по воде в абсорбере А-1. По проекту осушка газа производилась раствором диэтиленгликоля. В результате реконструкции по соображениям технологической и экономической эффективности ДЭГ заменили на концентрированный ВМР. Таким образом, два реагента были заменены на один, что значительно упростило эксплуатацию технологии. При этом практически в абсорбере А-1 реализована схема отдувки метанола, подобная реализованной на промыслах Уренгойского месторождения и показавшая весьма высокую эффективность.

Кроме реконструкции схемы осушки газа на УКПГ-1В завершена полная реновация турбохолодильной техники с заменой СПЧ на изделия АО «Турбохолод». Также построена дожимная компрессорная станция ДКС-1 В-в настоящее время на ней проводятся пуско-наладочные работы.

По предоставленной ООО ВНИИГАЗ информации показатели работы основных аппаратов УКПГ-1 В характеризуются следующим образом.

Первичные сепараторы С-1. Работают под давлением 8.7… 8.5 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс. м³/ч (5.8 млн. м³/сут) до 330 тыс. м³/ч (7.9 млн. м³/сут) и все без исключения характеризуются низкой эффективностью: уносы жидкости с газом достигают 10 г./м³, что значительно превышает паспортное значение (0.02 г./м³). Экспертный анализ поведения аппарата в условиях переменной загрузки позволил сделать предположение о том, что в аппаратах произошло механическое нарушение целостности сепарирующих устройств. Необходима ревизия и замена конструктивных элементов.

Сепараторы ГС-1 ДКС-1В. В процессе пробного пуска ДКС (апрель 2004 г.) из шести сепараторов ГС-1 в работе находились четыре. ГС-1 работали под давлением 7.9 МПа в диапазоне нагрузок по газу от 190 тыс. м³/ч (4.5 млн. м³/сут) до 235 тыс. м³/ч (5.6 млн. м³/сут) и все без исключения характеризовались уносами от 0.14 до 2 г/м³, что превышает технические требования качества газа для нагнетателя 108-41-1 Л ГПА-10ДКС-02 «Урал» (0.010 - 0.015 г./м³). Необходима ревизия сепараторов и замена конструктивных элементов.

Промежуточные сепараторы С-3. Работают под давлением 8.1 - 8,3 МПа (зимой) и 9.3 -9.5 МПа (летом) в диапазоне нагрузок по газу от 240 тыс. м³/ч (5.8 млн. м³/сут) до 315 тыс. м³/ч (7.6 млн. м³/сут). Аппараты характеризуются уносами: от категории «следы» до 0.5 г./м³, что нежелательно по условиям работы турбодетандера.

Трёхфазные разделители Р-1. Работают под давлением 5.2 - 6.0 МПа и температуре 15 -20°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, водометанольный раствор (ВМР) и углеводородный конденсат, который далее охлаждается в Т-3 и поступает на орошение абсорбера А-2. Содержание метанола в ВМР составляет от 1 - 2% масс. летом до 10% масс. зимой, что является следствием более жестких гидратных условий работы систем сбора газа.

Трёхфазные разделители Р-2. Работают под давлением 3.3 МПа и температуре минус 4-6°С. Данные аппараты разделяют газ дегазации конденсата, ВМР и углеводородный конденсат, обеспечивая требования к товарному нестабильному конденсату по содержанию лёгких углеводородов и давлению насыщенных паров. Содержание метанола в ВМР составляет от 79 до 83% масс.

Абсорберы А-1. Эксплуатируются в режиме отдувки метанола, работают под давлением 8.6 - 8.4МПа. Аппараты характеризуются низкой степенью отдувки метанола в зимнем периоде года, что объясняется довольно большим его содержанием в поступающем газе.

Рекуперативные теплообменники Т-1 (газ-газ). Важная ступень в системе охлаждения газа. Расчётные коэффициенты теплопередачи составили в среднем 140 - 240 Вт/м² К, что следует признать недостаточно высокими.

Рекуперативные теплообменники Т-2 (газ-конденсат). Характеризуются значительным запасом по теплообменной поверхности, поэтому без проблем справляются со своей задачей, несмотря на невысокое значение расчётного коэффициента теплопередачи (50 - 70 Вт/м²К),

Рекуперативные теплообменники Т-3 (конденсат-конденсат). Характеризуются недостаточно полным охлаждением конденсата - орошения А-2: средние значения температуры конденсата на выходе из трубного пучка составили от минус 8 до минус 12°С. По технологическим показаниям (стремление достичь максимально возможного извлечения товарного конденсата) желательно, чтобы температура орошения абсорбера А-2 была ниже минус 20°С. Расчётные значения коэффициента теплопередачи, полученные в результате математического моделирования соответствующих режимов работы УКПГ-1В, составили очень низкие значения: 15-30 Вт/м²/К. Необходимо разработать мероприятия по повышению эффективности теплообмена в Т-3.

Углеводородные абсорберы А-2. Работают под давлением 4.1 - 4.2 МПа зимой и 5.2 -5.4 МПа летом в диапазоне нагрузок по газу от 210 тыс. м³/ч (5.0 млн. м³/сут) до 300 тыс. м³/ч (7.2 млн. м³/сут). Регламентный температурный режим аппаратов составляет минус 30°С на линии входного газа и минус 28°С на линии выходного газа. Аппараты характеризуются отсутствием или небольшими уносами конденсата. Для аппаратов характерна неравномерная нагрузка по орошению, что является следствием нерациональной обвязки первичных сепараторов С-1 и разделителей Р-1: конденсат, поступающий на орошение, привязан к конкретному С-1, нагрузка на который по жидкости может значительно отличаться от соседнего аппарата. В целом серьёзных нареканий к работе А-2 нет.

Эжекторы Э-1. При работе в зимний период года (т.е. без ТДА) характеризуются значениями коэффициента эжекции равными 0.09 - 0.10 при расчётном максимально допустимом значении равном 0.17. Указанному максимально допустимому значению коэффициента эжекции соответствует минимальный расход активного газа (30 - 40 тыс. м³/ч), что важно обеспечить в летний период при одновременной работе с турбодетандерным агрегатом. В зимний период расход активного газа может быть несколько выше, поэтому эжекторы справляются со своей задачей без проблем.

ДКС УКПГ-1В. Работает в режиме низких значений степени сжатия (1.18), оборотов ротора (6850 об/мин) и мощности привода (около 5 МВт). Соответствующие значения на номинальном проектном режиме составляют 1.7 единиц, 9000 об/мин, и 9.95 МВт. В таких условиях работы агрегатов КПД компримирования составляет не выше 0.6. Столь неэффективная эксплуатация ДКС будет продолжаться ещё длительное время, пока давление входного газа (в С-1) не понизится до значений ниже примерно 7 МПа. Предварительные расчёты ВНИИГАЗа показали, что летом 2004 года можно эффективно эксплуатировать УКПГ-1В без ДКС.

Турбодетандерный агрегат ТДА-1 (ОАО «Турбохолод»). Значения КПД турбодетандера и турбокомпрессора составляют: по турбине - от 0.81 до 0.85, а по компрессору - от 0.71 до 0.78. Эти значения определяют высокую термодинамическую эффективность машины. Дифференциальный эффект охлаждения газа в турбодетандере составляет 0.71 градуса на каждую атмосферу перепада давления, а интегральный эффект охлаждения - от 27 до 31 градусов. Степень расширения газа на турбодетандере - от 1.35 до 1.69, а степень сжатия газа в компрессоре - от 1.15 до 1.29.

Рисунок 5.4 - Продольный разрез турбодетандерного агрегата Т-3

1 - 11 - входные фланцы, 2 - корпус, 3 - 12 - поворотные механизмы лопаток, 4 - колесо компрессора, 5 - трубопровод, соединяющий полости колеса и корпуса, 6 - 7 - лабиринтные уплотнения, 8 - колесо турбины, 9 - рабочие лопатки турбины, 10 - обойма статорных лопаток турбины, 13 - статорные (направляющие) лопатки турбины, 14 - внутренний корпус соплового аппарата, 15 - трубопровод форсунки, 16 - 18 - диафрагмы.

Полученные экспериментальные данные показали устойчивую и высокоэффективную работу агрегата на всех режимах эксплуатации УКПГ-1В. Вибрационные характеристики соответствовали требованиям для данного класса машин. Турбодетандерный агрегат сохранял устойчивую и высокоэффективную работу на технологических режимах с параллельно работающим эжектором, в который поступал газ в количестве до 60 тыс. м³/ч (20% от исходного потока).

Положительные результаты испытания нового образца ТДА подтвердила его эффективная работа в течение последующих нескольких месяцев. Промышленной эксплуатации подверглись два агрегата с СПЧ ОАО «Турбохолод», которые проработали весь тёплый сезон 2003 года. Наработка на одном из агрегатов составила 2760 часов и на другом 2405 часов без каких-либо замечаний по режимам эксплуатации установки и газодинамическим параметрам. Анализ состояния всех элементов проточной части турбодетандера и компрессора, а также механической части турбодетандера показал практическое отсутствие какого-либо износа лопаточных аппаратов, подшипников и уплотнений. Эффективная эксплуатация ТДА продолжается и в 2004 году.

5.3 Повышение эффективности технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ - 1В

В плане оценки эффективности промысловой технологии дополнительно предложен новый, весьма интересный обобщенный показатель - коэффициенты распределения компонентов и узких фракций добываемых флюидов по продуктам его промысловой подготовки - осушенному газу и нестабильному конденсату (доля отбора компонентов и фракций добываемого флюида в конденсат или газ). Этот показатель легко рассчитывается по технологической модели УКПГ, адаптированной на основе результатов ее обследования по вышеизложенной методологии. Коэффициенты распределения (или отборы) представляются как отношение в (абсолютных процентах) количества компонента (или узкой фракции) в одном из потоков (газе или конденсате) к количеству этого же компонента (или фракции) в добываемом флюиде. Информация по коэффициентам распределения углеводородов, полученная по результатам комплексных обследований УКПГ-1В в 1997, 2000 и 2004 гг. представлена в таблице 5.1.

Указанные коэффициенты распределения не следует путать с абсолютным остаточным содержанием жидких углеводородов (С₅₊) в товарном газе. Коэффициенты распределения являются относительными балансовыми величинами и означают массовую долю (в процентах) соответствующего компонента добываемого флюида, отходящего с промысла в составе товарного газа и нестабильного конденсата. Оставшаяся часть компонента (следовое количество) может отводиться с промысла в составе водометанольного раствора.

Коэффициенты распределения характеризуют четкость разделения компонентов и фракций добываемого флюида по потокам газа и конденсата на каждом конкретном промысле. Зависят эти коэффициенты от применяемой промысловой технологии, состава добываемого флюида и термодинамических параметров в технологических аппаратах.

На основании вышеизложенных характеристик технологии и оборудования для повышения эффективности эксплуатации УКПГ-1В, по нашему мнению необходимо провести следующие работы:

1) наладить работу первичных сепараторов С-1 и сепараторов ДКС-1В с доведением эффективности сепарации до требуемого показателя (унос не более 20 мг/м³);

2) выполнить реконструкцию обвязки узла концевой дегазации конденсата (разделители Р-2) и теплообменников Т-2 с целью снижения потерь метанола с товарным НК за счет снижения температуры концевой дегазации НК до минус 15 - 20°С;

Таблица 5.1 - Распределение (% массовых) компонентов совокупного добываемого флюида Ямбургского месторождения по продуктам промысловой подготовки

Компоненты	СН4	С2Н6	СЗН8	1С4Н10	ПС4Н10	1С5Н12	пС5Н12	С5+	С6+	Всего
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 1997 года:
В товарный газ	99,01	89,15	66,41	41,27	30,81	14,32	11,15	3,18	1,83	84,45
В нестабильный конденсат	0,99	10,85	33,59	58,73	69,19	85,68	88,85	96,82	98,17	15,55
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 2000 года:
Товарный газ в МГ	99,11	88,14	59,95	32,51	24,46	13,64	11,28	4,27	2,29	85,24
Нестабильный конденсат	0,89	11,86	40,05	67,49	75,54	86,36	88,72	95,73	97,71	14,76
Распределение компонентов (%масс) по результатам обследования 2004 года:
Товарный газ в МГ	99,15	89,73	63,97	36,51	27,34	13,24	10,39	3,01	1,46	87,43
Нестабильный конденсат	0,85	10,27	36,03	63,49	72,66	86,76	89,61	96,99	98,54	12,57

3) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

4) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

5) провести реконструкцию внутренних устройств абсорбера А-2 второй очереди с целью достижения максимальной пропускной способности по газу и создания условий для остановки первой очереди под реконструкцию;

6) провести расчётные исследования системы предупреждения гидратообразования и определить оптимальную степень отдувки метанола в абсорбере А-1, разработать и реализовать рекомендации по достижению оптимальной степени отдувки и регулированию концентрации метанола на нижней полуглухой тарелке А-1.

Выполнение указанных мероприятий позволит снизить расход метанола на подготовку валанжинского газа и конденсата. В настоящее время безвозвратные потери метанола в системе подготовки газа на УКПГ-1В составляют в среднем 100 г. на 1000 м³ добываемого газа. Сюда входит: 1) метанол уносимый с газом в виде паровой фазы; 2) метанол сбрасываемый в поглощающие скважины в виде метанольной воды; 3) потери метанола при его регенерации, перекачивании, использовании.

После проведения указанных мероприятий потери составят не более 20 г. на 1000 м³. Исходя из объема добычи 15 млрд. м³ в год это составит 1200 т сэкономленного метанола.

6. Экономическая эффективность мероприятий

6.1 Содержание мероприятий

Основная доля технологических затрат на осушку валанжинского газа приходится на восполнение потерь метанола, теряемого с осушенным газом и в виде водо-метанольного раствора (ВМР). Установка осушки газа и отделения конденсата, работающая на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ по технологии промысловой низкотемпературной абсорбции (ПНТА) является экспериментальной и не отработанной.

Для нормализации работы и повышения эффективности эксплуатации УКПГ-1В, необходимо провести следующие работы:

1) наладить работу первичных сепараторов С-1 и сепараторов ДКС-1В с доведением эффективности сепарации до требуемого показателя (унос не более 20 мг/м³);

2) выполнить реконструкцию обвязки узла концевой дегазации конденсата (разделители Р-2) и теплообменников Т-2 с целью снижения потерь метанола с товарным НК за счет снижения температуры концевой дегазации НК до минус 15 - 20°С;

3) провести работы по улучшению разделения фаз ВМР - конденсат в разделителях Р-2, что, соответственно, приведет к снижению прямых потерь метанола;

4) провести реконструкцию внутренних устройств абсорбера А-2 второй очереди с целью достижения максимальной пропускной способности по газу и создания условий для остановки первой очереди под реконструкцию;

5) провести расчётные исследования системы предупреждения гидратообразования и определить оптимальную степень отдувки метанола в абсорбере А-1, разработать и реализовать рекомендации по достижению оптимальной степени отдувки и регулированию концентрации метанола на нижней полуглухой тарелке А-1.

6.2 Исходные данные и методика расчета

Капитальные затраты: на реконструкцию - 550 тыс. руб.;

на научно-исследовательские и конструкторские работы - 150 тыс. руб.

Цена метанола - 10,0 тыс. руб. за тонну.

Потери метанола до модернизации установки - 100 г./1000 мі.

Потери метанола после модернизации установки - 18 г./1000 мі.

Объем добычи газа - 15 млрд. мі/год.

Сокращение потерь метанола за счет модернизации установки:

ДН_р = Н_р - Н_р.мод. (6.1)

где Н_р - потери метанола до модернизации, г/1000 мі;

Н_р.мод. - потери после модернизации, г/1000 мі;

ДН_р= 100 - 20 = 80г/1000 мі

Экономия метанола за год работы установки составит:

ДН_г. = = 70*365=25,5 т/сутки

Стоимостная оценка результатов экономии метанола вследствие проведенной модернизации установки за год составит:

ДС_м = ДН_год.* Ц_мет, (6.2)

где Ц_дэг. - цена метанола 10 тыс. руб./т. Тогда

ДС_м = 25,5 * 10 = 255 тыс. руб.

Далее рассчитаем прирост чистой прибыли от проведенного мероприятия:

ДПр_ч = ДПр_в - Н, (6.3)

где ДПр_ч - прирост чистой прибыли, тыс. руб.;

ДПр_в - прирост валовой прибыли, тыс. руб.;

Н - налог на прибыль, тыс. руб.

В данном случае прирост валовой прибыли численно равен стоимости сэкономленного метанола за год, т.е. ДПр_в = 1540 тыс. руб.

По действующей в Российской Федерации системе налогообложения, налог на прибыль составляет 20%. Принимаем, что система налогообложения сохранится стабильной в течение расчетного периода, составляющего 3 года, т.е. с 2012 года и по 2015 год включительно.

Далее рассчитаем экономическую эффективность модернизации путем определения потока денежной наличности и чистой текущей стоимости.

Определяем коэффициент дисконтирования для каждого расчетного года по формуле:

б = (1 + Е_нп), (6.3)

где Е_нп - нормативный коэффициент приведения Е_нп = 0,1;

t_р - расчетный год, т.е. год, предшествующий технологическому эффекту;

t - год расчетного периода.

Поток денежной наличности П_н определяется по формуле:

ДП_н = ДП_ч + А - К, (6.4)

где ДП_ч - прирост чистой прибыли;

А - амортизационные отчисления;

К - капитальные затраты на модернизацию и на НИР и ОКР.

Чистая текущая стоимость определяется по следующей формцле:

ДЧТС = УДДПДН, (6.5)

где ДДПДН - дисконтированный поток денежной наличности.

ДДПДН = ДП_н * б, (6.6)

Далее определяем накопленные значения потока денежной наличности и чистой текущей стоимости и по этим накопленным значениям строим профили ДНПДН и ДЧТС и определяем срок окупаемости мероприятия.

6.3 Результаты расчетов экономической эффективности

Расчеты экономической эффективности произведены по данным модернизации УКПГ-2В Ямбургского месторождения, по каждому из которых валовая прибыль составила 255,5 тыс. руб. в год. Расчеты проведены на срок эксплуатации 3 года (2012-2015) их результаты показаны в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Экономические показатели модернизации установки

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	442	442	442
4	Налог на прибыль (20%)	-	308	308	308
5	ПДН, тыс. р.	-375	415	415	415
6	НПДН	-375	415	695	1110
7	Коэфф. дисконтирования	-	0,91	0,87	0,78
8	ДПДН, тыс. р.	-375	361	324	295
9	ЧТС	-375	361	561	856

Рисунок 6.1 - Профиль динамики НПДН и ЧТС

6.4 Расчет чувствительности проекта к риску

Главной опасностью внедрения проекта является изменение в течение какого-то периода времени, каких-нибудь стоимостных показателей. Поэтому заранее необходимо предположить это изменение и просчитать чувствительность проекта к риску.

Произведем расчет на предмет изменения экономии метанола (Q), цены на метанол (Ц), текущих затрат (И), налога на прибыль (Н).

Примем следующие вероятные вариации этих факторов:

Q [- 10%, + 10%] - Экономия метанола.

; Ц [-20%; +20%] - Цена метанола.

И [- 15%; +15%] - Текущие затраты.

Н [-10%; + 10%] - Изменение ставки налога.

Результаты расчетов занесены в таблицы 6.3-6.10.

Таблица 6.3 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении экономии метанола на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1380	1380	1380
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	710	710	710
4	Налог на прибыль	-	331	331	331
5	ПДН, тыс. р.	-375	-211	339	339
6	НПДН, тыс. р.	-375	-211	128	466
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-194	295	264
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-194	100	365

Таблица 6.4 - Расчет НПДН и ЧТС при увеличении экономии метанола на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1686	1686	1686
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	780	780	780
4	Налог на прибыль	-	405	405	405
5	ПДН, тыс. р.	-375	-49	501	501
6	НПДН, тыс. р.	-375	-49	453	954
7	Коэфф. дисконтирования	0,92	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-45	436	391
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-45	391	782

Таблица 6.5 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении цены на метанол на 20%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1226	1226	1226
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	-	294	294	294
5	ПДН, тыс. р.	-375	-368	182	182
6	НПДН, тыс. р.	-375	-368	-186	-4,72
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-339	158	142
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-339	-181	-39

Таблица 6.6 - Расчет НПДН и ЧТС при повышении цены на метанол на 20%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1840	1840	1840
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	-	442	442	442
5	ПДН, тыс. р.	-375	98,4	648	648
6	НПДН, тыс. р.	-375	98,4	747	1395
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	90,5	564	506
9	ЧТС, тыс. р.	-341	90,5	655	1160

Таблица 6.7 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении текущих затрат на 15%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	638	638	638
4	Налог на прибыль	-	368	368	368
5	ПДН, тыс. р.	-375	-23	527	527
6	НПДН, тыс. р.	-375	-23	504	1031
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-21	459	411
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-21	437	849

Таблица 6.8 - Расчет НПДН и ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	825	825	825
4	Налог на прибыль	0	368	368	368
5	ПДН, тыс. р.	-375	-210	340	340
6	НПДН, тыс. р.	-375	-210	130	470
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-193	296	265
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-193	103	368

Таблица 6.9 - Расчет НПДН и ЧТС при снижении ставки налога на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия		1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	0	331	331	331
5	ПДН, тыс. р.	-375	-98	452	452
6	НПДН, тыс. р.	-375	-98	354	806
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-90	393	353
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-90	303	656

Таблица 6.10.-Расчет НПДН и ЧТС при увеличении ставки налога на 10%

	Показатели, тыс. руб.	Годы
		2012	2013	2014	2015
1	Прирост вал. прибыли от мероприятия	-	1540	1540	1540
2	Капитальные вложения	375	-	-	-
3	Текущие затраты	-	750	750	750
4	Налог на прибыль	-	405	405	405
5	ПДН, тыс. р.	-375	-172	378	378
	НПДН, тыс. р.	-375	-172	206	584
7	Коэфф. дисконтирования	0,91	0,83	0,75	0,68
8	ДПДН, тыс. р.	-341	-158	329	295
9	ЧТС, тыс. р.	-341	-158	171	465

/

/

Рисунок 6.2 - График чувствительности проекта к риску.

Выводы

Расчеты экономической эффективности произведены за счет сокращения расхода метанола в системе предварительной сепарации газа по данным модернизации сепаратора на одной технологической нитке УППГ - 2 Ямбургского месторождения по каждому из которых валовая прибыль составила 255,5 тыс. руб. в год. Расчеты проведены на срок эксплуатации 3 года их результаты показаны в таблице 6.2.

Проанализировав график чувствительности наблюдаем, что изменения факторов риска находятся полностью в положительной зоне и поэтому экономический риск для внедрения проекта полностью отсутствует.

Данное мероприятие - сокращение расхода метанола в процессе предварительной сепарации газа следует рекомендовать к более широкому применению.

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности работающих

Основные опасности и вредности при обслуживании эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Ямбургское газопромысловое управление представляет сложную структуру производства, в котором задействован труд человека в разной степени опасности производственных факторов, оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда.

Наиболее опасные и вредные производственные факторы (повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенные уровни шума и вибрации на рабочем месте, недостаточная освещенность рабочих зон, взрывы, пожары, вращающиеся машины и механизмы и др.) могут возникнуть при обслуживании объектов газового хозяйства. Эксплуатация Ямбургского месторождения ведется с помощью 8 газовых промыслов, состоящих из зоны с газовыми скважинами, одной УКПГ и одной ДКС.

Опасные факторы на газовом промысле обусловлены:

необходимостью обслуживания фонтанной арматуры газовых скважин, газопроводов, сепараторов, компрессоров и другого оборудования, находящихся под высоким давлением;

выделение газа через негерметичную запорную арматуру, через сальниковые и фланцевые уплотнения, представляющие опасность взрыва и отравление людей;

применение в процессе добычи газа вредных веществ (метанола, ДЭГа, газового конденсата, кислот и др.);

необходимостью проведения газоопасных и огневых работ;

необходимостью применения электрофицированного инструмента;

необходимостью применения паровых и водогрейных котлов и утилизации тепла высокой температуры и давления;

необходимостью применения грузоподъемных кранов и приспособлений;

необходимостью применения колесной и гусеничной техники;

работой на открытом воздухе при низких температурах и воздействии кровососущих насекомых;

необходимостью работ с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений.

Четкое знание правил и методов ведения работ, правил эксплуатации оборудования и механизмов, технологического процесса и последовательности операций, содержания рабочего места, производственных и складских помещений, содержания дорог и переходов, действия на организм человека вредных веществ и газов и их физико-химические свойства, порядка и методов устранения неисправностей, а также практическое умение оказания доврачебной медицинской помощи пострадавшим - залог безопасности и здоровых условий труда.

Оценка риска производится по формуле:

R=Cп/Np (7.1.)

Где: Сп - число смертельных или других несчастных случаев на производстве за год, Np - число рабощих в сфере производства.

На 01.02.2000 г. степень риска равна:

R= 4/1223 =3,27х10^-3

Типичные вредные вещества, встречающиеся при работе скважин приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Характкеристика вредных веществ

Характеристика	Наименование веществ
	Метан	Метанол
Плотность по воздуху	0,56	1,1
Предельно-допустимая концентрация, мг/м3 В рабочей зоне В населенном пункте: Среднесуточная Максимально-разовая	300 50 (ОБУВ)	5 0,2 1
Класс опасности	4	3
Действие на организм	Не оказывает токсичного действия	Сильный яд
Температура воспламенения,°С	<450	<436
Концентрационный предел воспламенения	5-15%	6,7-34,7%
Категория и группа взрывоопасной смеси	IIAT 2	IIAT 2

Рабочим положена выдача молока и доплата за вредные условия труда.

Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность рабочих

При проектировании оборудования необходимо учитывать условия его работы с принятием необходимых запасов прочности. Для контроля рабочих параметров и своевременного выявления опасных нарушений режимов должны применяться контрольно-измерительные приборы.

Необходимыми условиями являются: применение средств блокировки (ограничителей подъема нагрузок), исключающих неправильные действия работающих, автоматизация производственных процессов, позволяющая вывести работающих из опасных зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционное управление. Осмотр и испытание установок, механизмов, оборудования является одним из основных мероприятий по технике безопасности. Для предотвращения разрывов оборудования вследствие повышения давлений применяютя различные предохранительные устройства.

В ночное время территория места, где ведется работа, должна быть освещена.

Насосное хозяйство по вводу ДЭГа на установке осушки газа должно соответствовать требованиям, предъявляемым к оборудованию и устройству пожароопасных помещений.

Необходимо проверять герметичность сальниковых, резьбовых и фланцевых соединений, запорных устройств, аппаратов и коммуникаций, находящихся в помещениях, не реже одного раза в смену индикаторной бумагой или мыльной пеной. Обнаруженные пропуски газа или конденсата необходимо немедленно устранить в присутствии наблюдающего.

Санитарные требования

На УКПГ организовано привозное питьевое водоснабжение, пункт питания работающих - столовая.

Основными факторами, влияющими на организм людей, работающих на газодобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, а также сотрясения и шум.

Работы на газодобывающем предприятии часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов, в том числе:

* снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью;

* устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих и т.д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются.

В производственных помещениях и на рабочих местах для принятия своевременных мер по предотвращению возможности содержания в воздухе вредных веществ, превышающих предельно - допустимые санитарные нормы и требования взрывобезопасности, осуществляется постоянный контроль качества воздуха.

Также применяют промышленную вентиляцию для удаления из производственных помещений и рабочих мест воздуха, содержащего различные взрывоопасные и вредные вещества и подачи внутрь помещений и в рабочим зонам чистого наружного воздуха, для улучшения температурных условий помещения.

На газовых компрессорных станциях место забора приточного воздуха располагают на расстоянии не менее 8 метров от выброса выхлопных газов компрессоров.

В холодное время года для создания в производственных помещениях благоприятных условий работы, применяются местные или центральные отопления.

Освещение производственных помещений считается рациональным, если световой поток достаточно ярок и равномерно освещает рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей.

Для обеспечения безопасности при работе на скважинах и непосредственной близости от них, для операторов по добыче и исследованию скважин, созданы санитарно-гигиенические нормативы условий труда.

По этим нормам основными источниками опасных и вредных факторов производственной сферы являются шум и вибрация.

При добыче газа шумы значительной силы возникают на компрессорных станциях при капитальном ремонте скважин и при выполнении многих других производственных операций.

Для борьбы с шумом и вибрацией принимают защтные меры при строительстве объектов (используют звукопоглощающие материалы в панелях, в штукатурке, в блоках в виде рыхлой массы).

В особенных условиях следует применять индивидуальные средства защиты:

а) для органов дыхания:

респираторы,

шланговые противогазы ПШ - 1,2,

кислородно-изолирующие приборы (КИП),

фильтрующие и изолирующие противогазы,

респираторы-лепестки разных модификаций;

б) для глаз - очки, маски, светофильтры;

в) для тела - противопылевые комбинезоны;

г) для рук - перчатки;

д) для ног - сапоги, ботинки и т.д.

Противопожарные требования и средства пожаротушения

При выполнении работ во взрыво- или пожароопасных помещениях категория А (согласно НПБ 105-03). Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ В-1а.

Пожарная безопасность на предприятии должна соблюдаться в соответствии с требованиями «Правил противопожарной эксплуатации в газовой промышленности».

Наружное пожаротушение на УКПГ осуществляется от кольцевой водопроводной сети 159,5 мм через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимый напор и расход воды в сети создаются стационарными насосами, установленными в насосной станции.

На площади УКПГ устанавливают два резервуара, емкостью по 1000 м³, хозяйственно-производственного и пожарного запасов воды с огневым подогревом. На канализационных сетях промстоков во избежание прохода огня предусмотрены гидравлические затворы. Все объекты, здания и сооружения имеют огнестойкость не ниже 2 степени.

На основании «Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий» для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности. Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормативами. В качестве средств пожаротушения рекомендуется применять пар, воду, углекислый газ, песок, химпорошки в соответствии с технологическими требованиями. Использование пожарного инвентаря для хозяйственных и других целей, не связанных с пожаротушением, запрещается. Не допускается загромождение различным оборудованием и машинами дорог, проездов, лестничных клеток и коридоров, ведущим к первичным средствам пожаротушения и связи. Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных помещениях. Промасленные обтирочные материалы должны хранится в металлических ящиках, установленных в определенных местах.

На УКПГ, кроме вышеперечисленных средств пожаротушения, имеются:

огнетушители СП-50;

огнетушители ОП-10 (порошковые);

пожарные щиты с инвентарем:

пожарные гидранты:

емкости с песком.

Во всех технологических цехах устанавливают датчики системы пожарной сигнализации о наличии в воздухе опасного количества метана, которая автоматически включает вытяжные вентиляторы и выдает световой и звуковой сигналы.

7.2 Экологичность проекта

Влияние проектируемых работ на окружающую среду

Разработка месторождения должна осуществляться при полном соблюдении природоохранных требований, правовых норм и действующего законодательства РФ.

Основными правовыми документами, соблюдение которых обязательно в процессе эксплуатации газовых и нефтяных месторождений, являются следующие законы Российской Федерации:

- Водный кодекс РФ.

- Лесной кодекс РФ.

- ФЗ «Об охране атмосферного воздуха».

- ФЗ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения».

- Земельный кодекс РФ.

- ФЗ «Об охране окружающей среды».

- ФЗ «О недрах».

- ФЗ «Об охране и использовании животного мира».

В процессе обустройства месторождения сооружены: газовые скважины, трубопроводы, автодороги, линии электропередач, УКПГ, ДКС и другие производственные объекты. Из временных объектов, которые существенно могут оказывать воздействие на окружающую среду, следует отметить карьеры грунта для сооружения автомобильных дорог и отсыпки площадок скважин. Все вышеперечисленные объекты в той или иной степени оказывают воздействие на окружающую среду.

Согласно «Методическим указаниям ГлавСЭС Минздрава 3936-85 «Контроль содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны», в зависимости от класса опасности периодичность отбора проб принимается следующей:

I - не ниже 1 раза в 10 суток;

П -1 раз в месяц;

III -1 раз в квартал.

Современная технология добычи газа, а также используемые для изготовления технологического оборудования конструкционные материалы не позволяют полностью предотвратить загрязнение атмосферы выбросами вредных веществ. Основным источником загрязнения атмосферы являются постоянные, технологически неизбежные выбросы. Основными источниками выделения вредных веществ в атмосферу являются технологические комплексы, расположенные на промплощадках УКПГ, промбаз и вахтовых комплексов. Продуктами сгорания газа являются окислы азота и оксид углерода.

В соответствии с нормами технологического проектирования для предотвращения попадания газа в производственные помещения и атмосферу, проектом обустройства должна предусматриваться полная герметизация всего оборудования, арматуры, трубопроводов, исключающая постоянные сбросы газа в атмосферу. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, транспортирующих газ, метанол и ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности по ГОСТ 9544-75, предохранительная арматура по ГОСТ 12532-88.

Согласно «Методическим указаниям ГлавСЭС Минздрава 3936-85 «Контроль содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны», в зависимости от класса опасности периодичность отбора проб принимается следующей:

I - не ниже 1 раза в 10 суток;

П -1 раз в месяц;

III -1 раз в квартал.

Основным компонентом промышленных стоков, определяющим их состав, являются пластовые воды, выделяемые из газа на УКПГ.

На площадках УКПГ, ДКС, промбаз принимается раздельная система канализации: бытовая и производственная. На площадках вахтовых комплексов предусматривается только бытовая канализация.

Для очистки бытовых стоков предусматриваются канализационные очистные сооружения.

Основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу на площадках УКПГ являются вытяжные вентиляционные установки технологических корпусов, продувочные свечи установок. Источниками выбросов продуктов сгорания газа (окислы азота, оксид углерода) являются дымовые трубы печей регенерации метанола, печей регенерации ДЭГа.

Факелы служат для сжигания газа из технологических установок при опорожнении аппаратов перед ремонтом, выводе шлейфов на температурный режим и при аварийном опорожнении УКПГ. К периодическим выбросам относятся продувки скважин, газопроводов, непостоянно действующие факелы, свечи пуска и стравливания газа из нагнетателей ГПА на ДКС.

Мероприятия по защите окружающей среды

Для уменьшения выбросов предусматриваются полная герметизация всего оборудования, арматуры и трубопроводов, исключая постоянные выбросы газа в атмосферу. Вся принятая запорная арматура устанавливается на трубопроводах, транспортирующих газ, метанол и ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора по ГОСТ 9544-75, предохранительная арматура по ГОСТ 12532-88 [5]

На случай повышения давления, сверх предусмотренного режимом, оборудование должно быть оснащено предохранительными клапанами с выбросом газа на факел. Освоение скважин следует проводить с применением сепараторов-утилизаторов, сократив при этом время сжигания газа до 3-4 часов.

На площадках УКПГ, промбаз, вахтовых комплексов вода расходуется на хозяйственно-питьевые, производственные нужды и пожаротушение.

Основным компонентом промышленных стоков, определяющим их состав, являются пластовые воды, выделяемые из газа на УКПГ.

В процессе вывода скважин на технологический режим и последующей их эксплуатации в воду попадают метанол и ДЭГ, а также углеводородный конденсат, производственные стоки проходят очистку непосредственно на установке закачки стоков в пласт. Для очистки бытовых стоков предусматриваются канализационные очистные сооружения (КОС) полной биологической очистки вод с последующей доочисткой на песчаных фильтрах

В процессе эксплуатации промысла будут образовываться отходы производства, являющиеся потенциальным фактором загрязнения почв. Предотвращение загрязнения почв реализуется устройством площадок для складирования и сжигания твердых отходов.

7.3 Чрезвычайные ситуации

Чрезвычайные ситуации, сопровождающиеся разрушением зданий и сооружений промышленных объектов, гибелью людей, оборудования и материальных ценностей возникают не только во время войны, но и в мирное время в результате производственных аварий.

На газовом промысле возможно возникновение таких производственных аварий как:

аварийные выбросы газа и реагентов, применяемых в производстве, в результате разрыва трубопровода, утечек и т.д.;

пожары;

взрывы.

Аварийная остановка УКПГ производится в следующих случаях:

прекращение подачи воздуха КИП и А;

прекращение подачи электроэнергии, автономной или централизованной;

прорыв газа;

возникновение пожара на установке.

При кратковременном прекращении подачи воздуха КИП и А установку не останавливать, регулирование вести в ручную по байпасной линии, руководствуясь показанием приборов, установленных по месту. При невозможности дальнейшего ведения процесса произвести нормальную остановку оборудования.

При исчезновении напряжения включается автоматизированная электростанция АС-804Р (2 станции) мощностью 600 квт каждая. Перевод со стационарного электроснабжения на аварийное осуществляется с пульта управления или в автоматическом режиме не более чем за 5 минут.

Прорыв газа.

- произвести аварийную остановку технологической нитки (установки);

сбросить давление с участка прорыва газа;

прекратить огневые работы;

вызвать пожарную команду;

устранить дефект.

Пожар на установке.

аварийно остановить установку;

сбросить давление с аппаратов, которым угрожает пожар;

вызвать пожарную команду;

до прибытия пожарной команды стремиться устранить очаг пожара своими силами.

7.4 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

При неправильной эксплуатации различных аппаратов промысловой подготовки нефти и газа имеется вероятность их разрушения и выброса парогазовых смесей, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. Возможны порывы подводящих трубопроводов или обвязки компрессоров и аппаратов. При определенной концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой зоне.

Определим параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на компрессорной станции (КС).

Исходные данные:

Масса газовоздушной смеси, (т), Q…………………………1,1.

Расстояние от эпицентра взрыва до

служебного помещения, м……………………………………….70.

В пределах этой зоны избыточное давление ?Рф1 = 900 кПа.

Следующая зона от центра взрыва - зона ударной волны. Объекты, находящиеся в этой зоне, получают разрушения в зависимости от удаления от эпицентра взрыва. Определим степень разрушения служебного помещения в результате взрыва.

/

/

Рисунок 7.1 - Образование зон при взрыве газо-воздушной смеси

1 - зона детонационной волны, радиусом r₁ (м); 2 - зона ударной волны, в которой r₂ и r₃ - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия;

3 - зона смертельного поражения людей, радиусом R_спл; 4 - радиус безопасного удаления (R_бу), где ДР_ф3 = 5 кПа; 5 - R_пдвк - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации.

Выводы

При взрыве газовоздушной смеси на УКПГ в количестве 1,1 т (по массе) и расстоянии от эпицентра взрыва до служебного помещения 70 м параметры взрыва будут составлять:

Радиус зоны детонационной волны (R₁) (первая зона), м…. 19,1

Давление на фронте ударной волны, кПа…………………….. 65,5

Радиус зоны смертельного поражения людей (Rcпл), м……31

Граница безопасного удаления, м………………………………207,4

Выводы и заключение

1. В нижнемеловых отложениях Ямбургского НГКМ, залегающих на глубинах 2469 - 3360 м, выделяется 11 продуктивных пластов и горизонтов, сгруппированных в два эксплуатационных объекта:

· I объект включает залежи пластов БУ₃¹, БУ₄^1-3;

· II объект - БУ₆¹, БУ₆², БУ₆³, БУ₇, БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉^2.

Залежи пластовые, сводовые, иногда литологически и гидродинамически экранированные. Общая толщина пластов изменяется от 2,0 до 33,2 м, газонасыщенная толщина - от 2,0 до 22,7 м.

Потенциальное содержание конденсата по разрезу неокомских залежей изменяется относительно в небольших пределах: от 107 г./м³ (пласты группы БУ₆, БУ₇, БУ₈⁰) до 125 г./м³ (пласты БУ₃, БУ₄ и БУ₉¹).

2. Промышленная разработка нижнемеловых отложений началась в марте 1991 года с ввода в эксплуатацию залежей II объекта в районе УКПГ-1В. В октябре 1996 года в эксплуатацию введены залежи I и II объектов на УППГ-3В, а в ноябре 2001 года, залежи II объекта на УППГ-2В. В 2004 г. введена дожимная компрессорная станция на УППГ-3В и был впервые достигнут проектный уровень добычи газа.

С начала разработки неокомских залежей, по состоянию на 01.01.2012 г., из них отобрано 154,93 млрд. м³ пластового газа и 15,458 млн. т стабильного конденсата С_5+В. При этом накопленная добыча промысловой продукции составила 137,25 млрд. м³ газа сепарации и 18,980 млн. т нестабильного конденсата.

3. На месторождении реализован вариант с максимальным отбором газа 15 млрд. м³/год, который рассмотрен при различных факторах риска в обеспечении проектной продуктивности новых скважин (варианты 2А и 2В), а также с учетом прироста запасов газа в случае подтверждения предварительно оцененных запасов газа, находящихся в зоне разбуривания (вариант 2С).

Внедрены предложения по бурению вертикальных, наклонно-направленных, субгоризонтальных и горизонтальных скважин, вскрытию продуктивных пластов, освоению скважин.

4. Газоконденсатный комплекс Ямбургского месторождения представляет из себя централизованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В.

5. На УКПГ-1В впервые в России применена схема ПНТА в реализованном на УКПГ-1В варианте и имеет два основных отличия от широко распространенной на газоконденсатаых промыслах Западной Сибири схемы НТС.

Во-первых, осушка газа по воде перенесена из низкотемпературного сепаратора в абсорбер первой ступени А-1.

Во-вторых, осушка газа по углеводородам происходит не в низкотемпературном сепараторе, а в низкотемпературном абсорбере, в который для повышения извлечения тяжелых углеводородов противотоком подается абсорбент - конденсат с первой ступени сепарации.

6. Для повышения эффективности эксплуатации УППГ- 2 и 3, в ДП предлагается провести мероприятия, направленные на снижение потерь метанола, что за три года позволяет получить поток чистой текущей стоимости в сумме 855 тыс. руб.

Литература

геологический тектоника месторождение нефтегазоносность

Комплексный проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского НГКМ. М.: Тюмень, ВНИИГАЗ, ТюменНИИгипрогаз, 1990 г.

Проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского НГКМ на полное развитие. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 г.

Годовые отчеты по геологии и разработке Ямбургского НГКМ, ООО «Ямбурггаздобыча», 2002-2004 гг.

Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М., Недра, 1999 г.

Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. Технология обработки газа и конденсата. М., Недра, 1999 г.

Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения. - Тюмень, 2007 г.

Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность» в дипломных проектах специальности 090600 НГР дневной и заочной формы обучения. Тюмень, ТюмГНГУ, 2012 г.

Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 090600 - «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений», специализации 090602 - «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», очной и заочной форм обучения. Тюмень, ТюмГНГУ, 2013 г.

Язик А.В. Системы и средства охлаждения природного газа. - М.: Недра, 1986, 200 с.