Анализ эффективности работы газосборной сети и подготовки сеноманского газа на Южно-Русском месторождении
Введение
Значительная часть газоконденсатных месторождений расположена в условиях северных регионов нашей страны, что усложняет не только условия добычи и транспорта, но и процессы подготовки на промыслах. Непосредственно подготовка состоит из нескольких стадий, цель которых – доведение газа до параметров, соответствующих требованиям технологических регламентов и стандартов с целью дальнейшего транспорта по сети магистральных трубопроводов.
На месторождениях газ проходит процесс очистки от нефти, воды, песка и других примесей. Далее газ подвергается процессу обработки, который может включать сжатие, охлаждение, очистку от сопутствующих компонентов и другие операции. Подготовка газа на месторождениях представляет собой сложный процесс, осуществляемый с использованием технологических комплексов различного состава.
Таким образом, подготовка газа является одной из главных задач на газоконденсатных месторождениях, что требует современных и эффективных технологий. Вместе с тем, в
СОДЕРЖАНИЕ
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………. 6
1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ………………………… 9
1.1 Общая информация о месторождении…………………………………… 9
1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов……………………………………………………….. 12
1.3 Сведения о запасах углеводородов………………………………………. 17
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ……………. 22
2.1 Текущее состояние разработки…………………………………………… 22
2.2 Контроль и регулирование разработки………………………………….. 39
2.3 Характеристика промысловых систем транспорта и подготовки газа………………………………………………………………………………. 49
3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОСБОРНОЙ СЕТИ И ПОДГОТОВКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗА НА ЮЖНО-РУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ………………………………………………………… 57
3.1 Характеристика работы газосборой сети …………………………………. 57
3.2 Анализ эффективности подготовки газа на УКПГ ……………………… 62
3.3 Мероприятия по повышению эффективности работы ГСС…………….. 70
3.4 Разработка технических предложений, направленных на повышение эффективности подготовки газа ……………………………………………… 80
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………... 89
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………. 92
ПРИЛОЖЕНИЕ А Схема нефтегазоносности района…………………………… 93
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Принципиальная технологическая схема установки подготовки газа на Южно-Русском месторождении………………………………. 94
ПРИЛОЖЕНИЕ В Расчет суточного расхода метанола и ингибитора КИГ по участкам газосборной сети…………………………………………………………... 95
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Презентация к бакалаврской работе…………………………. 96
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Проект разработки сеноманской (ПК1) и сенонских (Т1,Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исполн. Якимов И.Е. – Тюмень, 2004.
2. Авторской надзор за реализацией проекта разработки сеноманской (ПК1) и туронских (Т1 и Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения: Отчет о НИР/ ООО »ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исполн. Лапердин А.Н. – Тюмень, 2007.
3. Анализ разработки Южно-Русского месторождения по состоянию на 01.01.2010: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исп. Лапердин А.Н. – Тюмень, 2010.
4. Пересчет запасов свободного газа пласта ПК1 Южно-Русского месторождения по состоянию на 01.01.2010: Отчет о НИР / ООО »СибНАЦ»; Отв. исп. Михайлов М.Г. – Тюмень, 2010.
5. Технологическая схема разработки сеноманской и туронской газовых залежей Южно-Русского месторождения: Отчет о НИР/ ООО »Газпром проектирование»; Отв. исп. Свентский С.Ю. – Тюмень, 2017.
6. Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской (ПК1) и туронских (Т1 и Т2) залежей Южно-Русского месторождения: Отчет о НИР/ ООО »ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исп. Лапердин А.Н. – Тюмень, 2010.
7. Авторское сопровождение технологического проекта разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения: Отчет о НИР / ООО »ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исп. Красовский А.В. – Тюмень, 2013.
8. Авторское сопровождение технологического проекта разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения: Отчет о НИР / ООО »ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исп. Красовский А.В. – Тюмень, 2014.
9. Авторское сопровождение технологического проекта разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения: Отчет о НИР / ООО »ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исп. Свентский С.Ю. – Тюмень, 2016.
10. СТО «Севернефтегазпром» 001-2012 «Руководство по эксплуатации сеноманских газовых скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении. ОАО «Севернефтегазпром», 2012. – 47 с.
11. ГОСТ Р 55414-2013 Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Требования к техническому проекту разработки. – М.: Стандартинформ, 2014 – 82 с.
12. СТО Газпром НТП 1.8-001-2004. Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа [Электронный ресурс]. Код доступа6 https://ohranatruda.ru/upload/iblock/bc0/4293849228.pdf. Дата обращения: 12.03.2023.
13. Мулявин, С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторо
По результатам уточнения модели при адаптации на историю до 01.01.2018 года прогноз технологических показателей разработки на трехлетний период сопоставим с проектом, что свидетельствует об эффективности принятых ранее проектных решений и высоком уровне выполнения требований по контролю за разработкой со стороны недропользователя. Так, например, пластовое давление в зоне дренирования эксплуатационных скважин на конец 2021 г. останется на прежнем уровне при том же темпе отбора и составит 3,94 МПа. Расхождение в накопленном отборе отсутствует.
Динамика изменения технологических показателей разработки по результатам уточнения фильтрационной модели в сравнении с моделью, выполненной в рамках договора № 467-2016 приведена на рисунке 2.7.
Рисунок 2.7 – Динамика изменения технологических показателей в течение 2018-2021 года согласно цифровой модели
Анализ имеющихся данных свидетельствует о выполнении проектных решений в части добычи газа и эксплуатации скважин, за исклю