Анализ эффективности установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском газоконденсатном промысле

Размещено на http://www.allbest.ru/

48

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к бакалаврской работе

направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ УСТАНОВКИ ПО РЕГЕНЕРАЦИИ НАСЫЩЕННОГО МЕТАНОЛА НА ГУБКИНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПРОМЫСЛЕ

Ноябрьск, 2019



АННОТАЦИЯ

Выпускная квалификационная работа по теме «АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ УСТАНОВКИ ПО РЕГЕНЕРАЦИИ НАСЫЩЕННОГО РАСТВОРА МЕТАНОЛА НА ГУБКИНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПРОМЫСЛЕ» состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 28 наименований. Работа представлена на 78 страницах, включающих 18 рисунков и 9 таблиц.

Ключевые слова: ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЙ ПРОМЫСЕЛ, СКВАЖИНА, ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ, ОСУШКА, РЕГЕНЕРАЦИЯ, МЕТАНОЛ.

Объектом исследования является процесс регенерации насыщенного метанола и установка по его регенерации.

Цель работы - провести анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском газоконденсатном промысле.

В процессе исследования было рассмотрено текущее состояние разработки Губкинского газоконденсатного промысла, исследованы конструкции скважин. В работе был произведен расчет количества ингибитора для установки регенерации, представлена эффективность использования существующего оборудования для регенерации насыщенного метанола.

В результате исследований была установлено, что использование установки регенерации позволит сократить затраты на покупку нового оборудования и уменьшить закупку метанола на 2000 т. в год.

На основании представленных экономических расчетов, можно говорить об эффективности ее использования, которая выражается в снижении себестоимости хранения газа и росте объема его добычи.

Результаты рекомендуется использовать на предприятиях, занимающихся изучением условий гидратообразования в добывающих скважинах для дальнейших исследований и их устранения.



ABSTRACT

Final qualifying work consists of 78 pp., 16 figures, 3 tables, 28 sources, 9-sheet presentation and 6 applications.

Key words: gas condensate field, well, hydrate formation, dehydration, regeneration, methanol.

The object of research is the process of regeneration of saturated methanol and the installation for its regeneration.

We have to analyze the efficiency of the unit for the regeneration of saturated methanol in the Gubkinsky gas condensate field.

In the course of the research, the current state of the development of the Gubkinsky gas field, development control, and well design were examined. In the work, the main parameters of the operation of the saturated methanol regeneration unit were calculated, the efficiency of using the existing equipment for the regeneration of saturated methanol was analyzed.

As a result of research, the reconstruction of the regeneration unit will reduce the cost of purchasing new equipment and reduce the purchase of methanol by 2,000 tons per year.

Based on the presented economic calculations, it is possible to speak about the effectiveness of measures for reconstruction, which is expressed in an increase in the volume of gas production and a reduction in the cost of gas storage.

The results are recommended to be used at enterprises engaged in the study of hydrate formation conditions in producing wells for further research and their elimination



СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1Краткие сведения об объекте исследования

2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

2.1Текущее состояние разработки Губкинского месторождения

2.2Конструкция, методы вскрытия и освоения скважин

2.3Контроль за разработкой месторождения

3АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ПО РЕГЕНЕРАЦИИ НАСЫЩЕННОГО РАСТВОРА МЕТАНОЛА НА ГУБКИНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПРОМЫСЛЕ

3.1Существующая схема подготовки газа на Губкинском промысле

3.2Анализ работы установки регенерации метанола

3.3Технико-экономическое обоснование использования установки регенерации насыщенного метанола

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

скважина месторождение газ регенерация метанол



ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ГНК - газонефтяной контакт

ГИС - геофизические исследования скважин

ГОСТ - государственныйстандарт

ГКЗ - государственная комиссия по запасам полезных ископаемых

ГВК - газоотводный контакт

ГДИ - газодинамические исследования скважин 

ГФУ - газофракционная установка

ДКС - дожимная компрессорная станция

ДЭГ - Диэтиленгликоль, двуэтиленовый спирт (дигликоль)

КВД - кривая восстановления давления 

КСП - комплексный сборный пункт

МПК - межпромысловый коллектор

НПС - нефтеперекачивающая станция

ПДК - предельно допустимая концентрация 

СОГ - система очистки газа

ЦОГ - цех очистки газа

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства



ВВЕДЕНИЕ

В процессе добычи, подготовки и транспорта газа газовые гидраты могут вызывать серьезные проблемы, связанные с нарушением различных технологических процессов.

Использование ингибитора гидратообразования - метанола является наиболее известным методом борьбы с гидратообразованием. Наличие достаточно простых технологических схем регенерации и ряда других достоинств объясняет его повсеместное использование в газодобывающей промышленности

Актуальность исследования определяется практической значимостью внедрения и эффективного использования установок по регенерации насыщенного метанола и недостаточной проработкой представленной проблемы, рассматриваемой в рамках ВКР.

Объектом исследования является процесс регенерации насыщенного метанола и установка по его регенерации.

Предмет исследования - работа установок по регенерации метанола.

Цель работы - провести анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском газоконденсатном промысле.

Задачи исследования:

- исследовать технологию сбора и подготовки газа на Губкинском газоконденсатном промысле;

- произвести анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного метанола на Губкинском промысле;

- представить экономическое обоснование использования установки по регенерации. 

Задачи исследования решаются с помощью математического моделирования, технологических расчетов, а также методов системного анализа.

Проведенные исследования применения установок по регенерации насыщенного метанола показали высокую эффективность в борьбе с гидратообразованиями и рекомендованы для использования на газовых промыслах.



1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Краткие сведения о месторождении

Губкинский газоконденсатный промысел размещается в Пуровском районе ЯНАО, на расстоянии 50 км к юго-западу от Тарко-Саленского районного центра.

Непосредственно в районе Губкинского месторождения был построен город Губкинский.

Автомагистраль Новоаганск - Тарко-Сале проходит относительно близко от месторождения.

Крупнейшие населенные пункты рассматриваемой территории: региональный центр Тарко-Сале и железнодорожная станция Пурпе, расположенная рядом с Губкинскым месторождением и базой ОАО «Пурнефтегаз». Ближайшие крупные месторождения: Западно-Таркосалинское, Комсомольское, Тарасовское.

Электроснабжение обеспечивается линиями электропередач Сургутской ГРЭС.

С точки зрения орографии (абсолютные возвышения рельефа +30 + 72 м.), месторождение представляет собой полого-холмистую равнину, в основном переработанную эрозией и криогенными процессами. Большая часть территории затоплена и покрыта озерами.

Заболачивание рабочей площади связано с выровненностью грунта и широким распространением слоя вечной мерзлоты, что препятствует циркуляции поверхностных вод летом. Ландшафты северной тайги представлены сосновыми и лиственными лесами.

Вдоль рек Пур-Пеи Пяку-Пурсосновые леса и лиственные лесасочетаются с лугами и ивняками. Реки, как правило, равнинные с извилистым руслом и медленным течением. В период весеннего паводка реки почти судоходны. Во время паводка уровень воды поднимается до 0,5-3,5 м.

Илистые отложения и пески (в поймах рек), а также супеси (на возвышенностях) являются основным типом почвообразующих пород представленной территории месторождения.

Заболачивание территории и наличие болотных почв разной стадии развития происходит по причине слабого стока поверхностных вод при равнинном рельефе, а также из-за преобладания грунтов тяжелого механического состава и близкого расположения верховодки.

В целом почвы территории характеризуются невысоким уровнем плодородия.

В верхнем маломощном оторфованном слое сосредоточены микроорганизмы, корни растений, а также мелкие почвенные животные.

В междуречьях и на приречных пространствах присутствуют обширные плоские суходолы, а также возвышенности - гряды, увалы.

Отсюда, можно говорить о том, что район промысла характеризуется суровым климатом с небольшим разнообразием природных комплексов.

Отличительной особенностью природной обстановки исследуемого района Губкинского месторождения является присутствие сезонномерзлых и многомерзлых пород.

На текущий момент, экономическое развитие района характеризуется бурным развитием нефтегазодобывающей, а также перерабатывающей промышленности

По данным сейсморазведочных работ были выделены антиклинальные перегибы по отражающим горизонтам. Это послужило основанием для проведения детальных разведочных работ.



Рисунок 1.1-Обзорная схема расположения района Губкинского месторождения

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов

По нижнемеловым отложениям большая часть обнаруженных залежей Губкинского месторождения перекрываются в плане контуром сеноманской залежи.

По состоянию на 01.01.2014 г. по Губкинскому месторождению было пробурено 74 разведочных и 79 проектных эксплуатационных скважин, а также проведены промысловые и геофизические исследования в скважинах.

В большинстве эксплуатационных и разведочных скважинах была проведена оцифровка данных гидродинамических исследований по участку пласта ПК₁.

Во всех скважинах газонасыщенной части пласта была проведена расшифоровка данных ГИС.



Рисунок 1.2 - Геологический разрез по линиям скважин 628-641-611-633-1201-627

Рисунок 1.3 - Геологический разрез по линии скважин 60-68-57-15-26-17-609-608-25-640-633-24-1-2

Доюрские отложения были вскрыты на нескольких участках Пуровского района.

В скважине № 99, расположенной на ближайшей Западно-Таркосалинской площади, основание было открыто на глубине 4502 м (4723 м) и представлено хаотически трещиноватым базальтом.



Рисунок 1.4 - Геологический разрез по месторождений Западно-Сибирской равнины где 1 - песчаники и пески ; 2 - переслаивание глин, песков и песчаников; 3 - алевролиты; 4 - глины; 5 - опоки; 6 - залежи газа в сеноманских отложениях; 7 - интервалы опробования

Палеозойские отложения вскрыты на глубине от 4911 до 4923 м, представлены бобово-оолитовым бокситом, очень твердым, вероятно, на кремнистом цементе.

Цемент в изобилии содержит зеленый (хлоритовый) минерал хлорит.

По испытаниям пород палеозойского возраста на Губкинском месторождении притоков пластовой жидкости не было получено.

На породах доюрского фундамента несогласно залегают отложения юрской системы. Они представлены тремя разрезами.

Для отложений нижней и средней юры характерны терригенные породы котухтинской свиты и континентального слоя тюменской свиты, а дляверхней части - преимущественно морские породы. Подразделяются на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Чередованием серого песчаника, чередующегося алевролита и уплотненного аргиллита сложен разрез свиты. Для нее характерен растительный детрит и сидерит.

Встречаются темные аргиллиты, с прослоями песчанников и алевролитов.

Тюменская свита на Губкинскомместорождении была вскрыта в 16 скважинах на отметке от 2966 до 3129 м.

Для ее разреза характерно частое и неравномерное чередование аргиллитов, песчаников и алевролитов.

Породы свиты представлены фрагментами углефицированной древесины, с тонкими прослоями угля.

В нижней части разреза породы имеют более крупное зерно, иногда переходящие в гравелиты. Тюменская свита охарактеризована керном по семи скважинам.

Для пород данной свиты характерны темно-серые, плотные аргиллиты, местами слабоалевритистые, с линзовидной и пологоволнистой слоистостью.

Нижняя часть свиты представлена темно-серыми аргиллитами.

Породы свиты крепкие, плотные, в основном тонкомученные, местами слабоалевритистые, реже слоистые за счет алевритового материала, с прослойками песчаника, включениями пирита, остатками флоры.

Песчаники мелкие, среднезернистые, крепкоцементированные, с различными типами слоистости из-за присутствия алевритов и растительного детрита.

Алевролиты серые, слюдистые. Породы по большей частибиотурбированы. Продуктивный пласт Ю₁.приурочен к данной свите.

Аргиллиты от темно-серого до черного оттенка, крепкие, со слабоалевритистыми участками, с неравномерным расщеплением, нечеткой слоистостью.

Породы георгиевской свиты вскрыты на отметке 2884-3034 м. Литологически она представлена аргиллитами, неравномерно глауконитовыми.

Для отложений характерны аргиллиты, крепкие, битумозные, местами тонкослоистые. Встречаются включения маркофауны.

Надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом является баженовская свита.

Нижним и верхним разделами представлены отложения меловой системы.

Верхний отдел представляет собой верхнюю часть покурской свиты, березовской, кузнецовской, а также нижнюю часть ганькинской свит.

Терригенные породы сортымской свиты залегают на битумных аргиллитах баженовской свиты и включают в себя осадки берриасского и валанжинского времени.

Подачимовская толща залегает в основании сортымской свиты.

Толща состоит из аргиллитов с горизонтальной слоистостью. Прослои слабобитуинозных аргиллитов наблюдаются в самой нижней части.

Ачимовская толща залегает выше по разрезу и является регионально невыдерженной. Она представлена мелкозернистыми, слюдистыми песчаниками с прослоями аргиллитов.

Выше залегает довольно мощный слой глинистых пород, состоящий из аргиллитов с различными прослоями песчаника.

Из песчаников с прослоями аргиллитов сложена верхняя часть сортымской свиты.

В этой части свиты песчаные прослои сгруппированы в пласты, где БП₇ является самым верхним.

Этот пласт и ниже залегающие пласты относят к продуктивным. Чеускинская пачка приурочена к кровле сортымской свиты.

Пачка включает в себя аргилиты, в разной степени алевритистые с редкими прослоями песчаников. Толщина свиты находится на отметке 583-672 м.

Тангаловская свита расположена на отложениях сортымской свиты и подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.

Тангаловская свита вскрыта в интервале 1754-2064 м на полную мощность всеми пробуренными скважинами.

Нижняя подсвита тангаловской свиты, представленная пластами БП₆ и БП₅и характеризуется переслаиванием пачек и пластов глинистых и песчано-алевритовых пород.

Для средней подсвиты, представленной пластами БП₁ и БП₄ характерны глины уплотненные, с прослоями аргиллитоподобных разностей с чередованием алевролитов и песчаников.

Верхняя подсвита включает в себя континентальные и частично прибрежно-морские отложения.

Покурская свита вскрыта на отметке 665-1001 м и подразделена на нижнюю, среднюю и верхнюю части.Регионально газоносными являются отложения верхней части представленной свиты.

В основании свиты несогласно залегает евояхинская толща, для которой характерны мелкозернистые песчаники и алевролиты с редкими прослоями алевритовых глин.

Породы характеризуются разнообразными типами слоистости с включениями растительного детрита, глин и углистых прослоев. К данному разрезу приурочены пласты ПК₁₆ и ПК₇.

Кузнецовская свита начинает цикл верхнемеловых морских отложений и продолжается до палеогена.

Глинистый слой является покрышкой для газовых пород сеноманской залежи.

Кузнецовская свита размещается на пластах покурской свиты. Была вскрыта на отметке от 642 до 972 м, состоит из серых глин с глауконитовыми зернами.

Березовская свита вскрыта на отметке 535-828 м и представлена двумяподсвитами: опоковидно-глинистой (нижней) и глинисто-алевритистой (верхней).

Нижняя подсвита состоит в основном из глин и прослоев опокского типа. Толщина нижнеберезовской подсвиты колеблется в пределах от 63 до 97 м.

Верхнеберезовскя подсвита состоит изслабоалевритистых глин с редкими прослоями опок и глин. Толщина подсвиты варьируется от 31 до 88 м.

Отложения Ганкинской свиты завершают меловой разрез отложений. Свита расположена на отметке 364-520 м, для нее характерны слои известковых глин, которые включают в себя фрагменты раковин моллюсков. Толщина свиты варьируется в пределах 160-221 м.

Отложения палеогеновой системы представлены тремя разрезами: палеоцен, эоцен, олигоцен.

В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганкинской, талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, а также новомихайловской свит.

Талицкая свита была вскрыта на глубине 268-391 м и представлена в основном глинистыми породами. Глины алевритовые, с тонкими кварцево-глауконитовыми линзами из песчаника. Толщина свиты размещается в пределах 90-129 м.

На глубинах 115-216 м вскрыта люлинворская свита, которая объединяет глинистые отложения нижнего, среднего и верхнего эоцена.

Глинистыми опоками, с редкими прослоями глауконитовых песчаников представлена нижняя часть свиты. Для ее средней части характерны глины с прослоями диатомита.

Остальная часть свиты представлена глинами, тонкомученными, слегка опоковидными с прослоями глинистого алеврита. Толщина свиты размещается на отметке от 128 до 177 м.

Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоценому и нижнему олигоцену. Для свиты характерны глины алевритистые. Отложения свиты образовались в морских условиях. Толщина свиты на 29-38 м.

Для континентальных отложений алымской свиты характерен песок со слоями алеврита и глины. К нижней и средней части олигоцена приурочены отложения алтымской свиты.

Новомихайловская свита представлена глинами и алевритами с включениями песка и бурых углей. Также встречаются отпечатки растений. Толщина новомихайловской свиты находится на отметке 61-74 м.

Для четвертичной системы характерны пески, суглинкии глины в нижней части. Толщина отложений составляет от 40 до 60 м.

Отметим, что газоносность во вскрытой части участка обусловлена отложениями сеномана.

Залежь сеноманского продуктивного пласта схожа по структуре с залежами того же возраста в развитых районах к северу от Тюменской области.

Сеноманский коллектор представлен промежуточными слоями песчаника-алевролита и глины.

Сверху он покрыт толщей из морской турко-датской глины, характеризующейся высокими экранирующими свойствами покрышки, что позволило сформировать гигантские газовые месторождения.

При бурении скважин в глиняных пластах были обнаружены небольшие газовые проявления.

Скважина № 40, расположенная на глубине 650 м, обнажающая нижне-березовские отложения, была пробурена для изучения характера насыщения этих толщин.

В течение испытательного интервала небольшой приток газа был получен на отметке от 614 до 622 м.

Второй испытуемый объект имел интервал от 378 до 398 м, представленный песчаными глинами. Дебит газа на дросселе 8 мм составлял 1296 м³/сут.

На Губкинском месторождении песчано-песчаные глины имеют толщину около 200 м, что важно не только для решения задач прогнозирования, но и для дополнительной газового объекта, ресурсы которого могут быть разработаны при определенных условиях.

Коллекторное давление в сеноманском газовой залежи соответствует гидростатическому уровню на ГВК, поскольку песчано-иловато-глинистый слой aпт-сеномана представляет собой уникальную гидродинамическую систему. В его верхней части находится газовый коллектор.

Толщина газонасыщенных пластов-коллекторов составляет от 0,4 до 36,4 м, а глинистые разности - от 0,4 до 12,0 м.

В среднем проницаемые породы составляют 78,8% от общей толщины продуктивного разреза.

Потоки газа достигают 927 000 м³/сут, от 250 до 450 000 м³/сут. Для большинства объектов с депрессиями от 0,1 до 0,3 МПа.

Сеноманский продуктивный пласт Губкинского месторождения представляет собой неравномерную прослойку алевролита, песчаника и глины с преобладанием алевролитовых и песчаных разностей.

Толщина сеноманских отложений (около 120 м), соответствующая максимальной толщине, насыщенной газом, является продуктивной.

Скважина 1153 выявила максимальное значение газонасыщенной толщины (123,4 м).

1.3 Состав газа и сведения о запасах

Состав свободного газа определялся в центральной лаборатории Главтюменгеологии. Состав газа характеризовался 19 пробами из 18 скважин.

Газ месторождения метановый: содержание метана в среднем 98,53%. Тяжелые углеводороды отсутствуют.

В связи с повышенным содержанием углекислого газа (более 0,5%) необходимо принимать меры для защиты промыслового оборудования от коррозии во время разработки сеноманского месторождения.

Плотность газа варьируется в зависимости от его состава от 0,558 до 0,670.

При сравнении состава газаГубкинского месторождения с другими месторождениями к северу от Тюменской области наблюдается заметное сходство их состава: полное отсутствие свободного водорода, сероводорода и тяжелые аналоги метана (бутан и выше), высокое содержание метана (более 98%). плотность газа относительно низкая.

Таблица 1.1 - Химический состав газа Губкинского промысла

СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	С6 + высшие	N2 + редкие	СО2
98,5	0,12	0,015	следы	Следы	-	1,2	0,10

Запасы углеводородов

По результатам бурения 19 скважин Государственного комитета по запасам в 1967 г. были изучены и утверждены запасы сеноманской газовой залежи.

Общие утвержденные свободные запасы газа составили 352,6 млрд. м³.

Согласно принятым категориям и подсчетным параметрам, определенными для Губкинского и Северо-Губкинского участков, был произведен подсчет свободных запасов газа сеноманской залежи Губкинского месторождения, который был рассмотрен и утвержден на ЦКЗ ОАО «Газпром».

Начальные запасы свободного газа составляют 399081 млн. м³, из которых 346711 млн. м³ относятся к Губкинскому месторождению, а 52370 млн.м³ к Северо-Губкинскому участку.

Добыча природного газа за 2010 год составила 15 млрд мі. Согласно уточненным данным 2011 года общие запасы газа составили более 415 млрд мі.

Как показало исследование, Губкинскоеместорождение представляет собой полого-холмистую равнину, в основном переработанную эрозией и криогенными процессами.

На размещение глубоких скважин оказало влияние залежей неокомских толщин. Часть залежей была пробурена за пределом расположения сеноманской залежи.

По состоянию на 01.01.2014 г. по Губкинскому месторождению было пробурено 74 разведочных и 79 проектных эксплуатационных скважин, а также проведены промысловые и геофизические исследования в скважинах.

Залежь газа сеноманского продуктивного пласта по своим структурным характеристикам структурно сходна с одновозростными залежами Надым-Пурского и других нефтегазоносных районов севера Тюменской области.

Продуктивная толща сеномана Губкинского месторождения представляет собой неравномерное переслаивание алевролитов, песчанико и глин с преобладаннием алевролитовых и песчаных разностей.

Все подобные месторождения контролируются структурным фактором и имеют массовый характер.Сеноманская газовая залежь является массивной, объем которой определяется кровлей отложений сеномана и уровнем ГВК.



2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

2.1 Текущее состояние разработки Губкинского месторождения

В 1999 г. в соответствии с проектом разработки ТюменНИИгипрогаз был введен в промышленную эксплуатацию сеноманский газовый промысел Губкинского месторождения.

В рамках проекта планируется добывать 13 миллиардов кубометров газа в год в южной части Губкинского месторождения.

Средний расчетный дебит скважин в южной части составил 500 000 м³/сут, на севере - 212 000 м³/сут.

На позднейстадии разработки для поддержания стационарных уровней отбора газа, проект предусматривал ввод северного участка.

На начальном этапе разработки сеноманской газовой залежи были выявлены высокие добывные возможности пласта, что позволило обосновать перспективность увеличения объемов годовой добычи на 15%.

Разбуревание участка осуществлялось с использованием наклонно-направленных скважин, которые были сгруппированы в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте.

Отбор газа за период 2014 г. составил 15,215 млрд.м³, что соответствовало проектному уровню.

На период начала разработки Губкинского месторождения было отобрано 63,549 млрд.м³ против 63,18 млрд.м³ по проекту.

Общий фонд на период 2015 г. составлял 89 скважин, в т.ч. две поглощающие, 74 эксплуатационных и 12 наблюдательных.

Дебиты эксплуатационных скважин за исследуемый период изменялись от 396 тыс.м³/сут до 775 тыс.м³/сут (среднее значение 588 тыс.м³/сут). Можно сказать, что это практически соответствовало проектному значению.

На промысле постоянно проводятся работы по контролю за техническим состоянием скважин:

- определяется текущий забой эксплуатационных скважин;

- оценивается качество крепления ствола методами гидродинамических исследований;

- проводится контроль межколонного давления всего фонда скважин месторождения;

- выявляется наличие воды в газе и механических примесей.

Учитывая текущие промысловые работы, можно сказать, что техническое состояние скважинного оборудования в эксплуатации удовлетворительное.

Однако после ввода в эксплуатацию северного участка могут возникнуть проблемы, связанные с активацией режима давления воды и образованием гидратов.

Чтобы избежать скопления жидкости на забое скважины, которое приводит к снижению продуктивности пласта до самозадавливания скважин и ликвидации песка, необходимо установить оптимальные технологические режимы, гарантирующие функционирование эксплуатационные скважины на основе регулярных газодинамических исследований.

Одной из характеристик сеноманской залежи Губкинского месторождения является относительно низкое начальное пластовое давление, и, таким образом, в 2002 году, была усановлена первая очередь компрессорной станции, которая была оборудована четырьмя газоперекачивающими агрегатами ГПА-ЦЗ-16С.

Анализ фактических показателей разработки месторождения и продуктивности скважин позволяет предположить, что существующая система разработки может увеличить добычу газа.

В 2014 году началось эксплуатационное бурение пласта ПК1 в северной части. Бурение осуществлялось наклонно-направленными скважинами, которые были сгруппированы в 5 кустов по 3 скважины в каждой.

В 2015 году было введено в эксплуатацию 14 скважин на кустовых участках № 128, № 132, № 129, № 131 и № 133.

По состоянию на 2016 г. общий запас скважин на Губкинском месторождении составил 115, из которых 95 являются активными. При этом на южном участке общий фонд насчитывает 99 единиц: 80 действующих, 16 наблюдательных, 2 поглощающие, 1 ликвидированная (скважина №633).

На северном участке 15 действующих скважин и 1 наблюдательная (скважина №1281).

Рисунок 2.1 - Количество действующих и наблюдательных скважин на северном участке Губкинского месторождения

На рисунках 2.2 и 2.3 представлено общее количество и состояние фонда скважин по северному и южному куполу месторождения.

Рисунок 2.2 - Состояние фонда скважин по северному куполу



Рисунок 2.3 - Состояние фонда скважин по южному куполу

По состоянию на 2014 г. суммарный отбор газа в целом по Губкинскомуместорождени составил 188,72 млрд.м³.

Добыча газа за первое полугодие 2014 г. составила 7,61 млрд.м³ и превысила проектное значение на 1,1 % (по проекту планировалось добыть 7,53 млрд.м³.

Рисунок 2.4 - Годовой и суммарный отбор газа по годам разработки

Анализ динамики добычи газа показывает, что за период с 1999 г. по 2014 г. (за исключением периода 2000 г., когда годовая добыча газа превысила проектный уровень в 1,5 раза) фактические годовые отборы практически соответствовали проектным уровням.

Динамика технологических показателей и состояние фонда скважин Губкинского месторождения представлена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Динамика технологических показателей и состояние фонда скважин Губкинского месторождения

Фактические дебиты эксплуатационных скважин на Южном куполе изменяется от 206 тыс.м³/сут (скважина №1091) до 606 тыс.м³/сут (скважина №1011) со средним значением 456 тыс.м³/сут.

Из распределения скважин по рабочим дебитам, представленном на рисунке 2.6 видно, что с дебитами от 200 до 600 тыс.м³/сут работает 97,5% скважин (78 единиц). С более высокими дебитами работают 2 скважины южного купола № 1011 и № 1043.

Депрессия на пласт по скважинам изменяется от 0,02 МПа (скважина №1361) до 0,66 МПа (скважина №1093), составляя в среднем 0,16 МПа.

Распределение скважин по рабочей депрессии говорит о том, что основная часть фонда (71,3%) эксплуатируется с депрессией на пласт менее 0,20 МПа.

С депрессией 0,20-0,40 МПа работают 23,7% фонда (19 единиц).

В скважинах № 1081, №1092, №1093, №1231 депрессии превышают 0,40 МПа, практически круглогодично. Это считается высоким показателем. Таким образом, необходимо снизить нагрузки на данные скважины.

Рисунок 2.6 - Карта изобар Губкинского месторождения по состоянию на 01.07.2012 г.

На северном участке фактические дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 99 тыс м³/сут (скважина №1321) до 304 тыс м³/сут (скважина №1282) при среднем значении 233 тыс.м³/сут.

Депрессия на пласт варьируется от 0,01 (скважины №1282 и №1283) до 0,33 МПа (скважина №1321) составляя в среднем 0,15 МПа.

Из распределения скважин по рабочим дебитам, видно, что основная часть действующего фонда (86,7% или 13 единиц) работают с дебитами от 100 до 300 тыс.м³/сут.

Распределение количества скважин по рабочей депрессии показывает, что большая часть фонда (66,7% или 10 единиц), эксплуатируется с депрессией на пласт менее 0,20 МПа. С депрессией более 0,20 МПа работает 5 скважин, что составляет 33,3 % от общего фонда.

Для мониторинга разработки Губкинского месторождения, в южных периферийных районах, в северной части, а также в центральной части расположены наблюдательные скважины, в которых регулярно проводятся измерения давления.

Схема распределения пластового давления по площади газовой залежи отражена на изобарической карте, показанной на рисунке 2.6.

Как показано на изобарической карте Губкинского месторождения, между северным и южным участками наблюдается относительно слабое гидродинамическое взаимодействие из-за относительно низких фильтрационных характеристик северной части.

Скачкообразное изменение давления в пьезометрических скважинах может быть связано с обводнением этих скважин.

С целью более полного дренирования залежи по проекту и равномерного освоения запасов в разрезе продуктивных отложений на Губкинском месторождении была введена дифференцированная система вскрытия. Вся продуктивная толща перфорирована в половине скважин, за исключением 10-метрового приконтактного интервала, в то время как по остальным скважинам перфорируется только верхняя часть пласта.

Это фактически достигнуто по 63% добывающих скважин.



2.2 Конструкция скважин и условия их эксплуатации

Разработка газоконденсатного месторождения (промысла) представляет собой комплекс мероприятий, которые направлены на приток газа из залежи к забою скважин.

Для этого скважины на площади размещают в определенном порядке, выстраивают очередность начала добычи и бурения, а также устанавливают и поддерживают режим работы.

Конструкция газовых скважин на Губкинском промысле

Скважина представляет собой цилиндрическую горную выработку в толще пород.

Скважина условно делится на устье, ствол, забой. Любая скважина создается в процессе разбуривания горной породы и пласта, с использованием специального оборудования и инструментов.

К ним относятся:

а) буровая вышка;

б) бурильная колонна, состоящая из соединенных бурильных труб и инструментов (турбобур, центратор, долото).

Первая обсадная колонна, которая должна быть опущена в скважину, называется направлением.

Направление защищает от эрозии с помощью промывочного раствора для мягких пород вблизи устья скважины на глубине от 5 до 10 м.

Кондуктор, который представляет собой второй ряд обсадных колонн - изолирует и перекрывает трещиноватые и кавернозные пласты на глубинах от 50 до 500 м, которые всегда находятся в верхней части разреза скважины и усложняют бурение, если они не перекрыты.

Промежуточная или техническая колонна опускается и цементируется, когда пласты, пройденные буровыми инструментами и долотом - поглощают жидкость (промывочную), а также разрушаются или если в скважину попадает большое количество газа и жидкости. Это необходимо для успешного бурения, но не для дальнейшей эксплуатации скважины.

Эксплуатационные колонны Губкинского месторождения предназначены для использования скважин. Как правило, газ двигается из пласта по фонтанной колонне, которая опускается внутри эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск скважинного оборудования ствола скважины, проведение исследований, ремонта и выполнение других видов работ. На месторождении используются эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 273 мм.

Существуют особые требования к проектированию газовых скважин. Колодцы должны быть водонепроницаемыми, долговечными и надежными.

Рисунок 2.7 - Конструкция газовой скважины

Технология эксплуатации скважин на месторождении

Фонтанный метод является основным методом добычи газа и газового конденсата. Рассмотрим подробнее технологию эксплуатации скважин на Губкинском месторождении.

Пуск и остановка

Пуск и остановка скважины осуществляется вручную или автоматически путем открытия или закрытия задвижек на устье или УКПГ.

Исправность приборов технологической линии и оборудования, в которую подается газ всегда проверяют до пуска скважины. Пуск скважины в работу осуществляется только при полной исправности всего оборудования.

В процессе включения газовой линии соблюдается следующий порядок: последовательно открывают задвижки по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа.

Первой на скважине открывают коренную задвижку, далее межструнную и затем на верхней рабочей струне.

Одновременно фиксируются показания термометров и манометров. Через определенное время происходи стабилизация показаний, таким образом, скважина выводится на режим эксплуатации.

Коренная задвижка закрывается не всегда, так как для ее замены надо «задавливать» скважину, поэтому работают с коренной задвижкой редко.

Установление заданного режима и контроль

Этот процесс осуществляется после запуска скважины с использованием штуцеров, которые установлены на устье.

Все задвижки в процессе эксплуатации скважины должны быть полностью открыты. Это необходимо для предотвращения их разрушения струей газа, в которой всегда имеются жидкие и твердые частицы.

Работа в усложненных условиях

Работа может быть осложнена из-за коррозии оборудования, обводнения, выноса на забой твердых частиц, а также из-за растепления вечномерзлых пород.

Технологический режим (давления на устье и входе в УКПГ, дебит) контролируется автоматически.

При необходимости, оператор, который занимается обслуживанием скважины, фиксирует показания измерительных приборов в журнал.

Весь процесс осуществляется с помощью наземного оборудования скважины - обвязки.

Эксплуатация скважин в условиях гидратообразования в стволе

В стволе скважины и на забое могут возникать некие сочетания температур и давлений, при которых образуются гидраты, которые являются постоянными спутниками добычи газа в условиях Крайнего Севера.

Для безгидратного режима эксплуатации скважины наиболее простым режимом является поддержание на устье температуры газа в пределах 25--30°С. Таким образом,в стволе скважины при любом давлении ниже 50 МПа не будет происходить гидратообразования.

Изменяя дебит скважины, удается поддерживать такой режим. При температурах газа на устье ниже 25°С и давлении ниже 30 МПа также возможно образование гидратов.

Снижение устьевого давления и дебита скважины является признаком образования гидратов в результате перекрытия гидратами проходного сечения труб.

Существуют различные способы ликвидации гидратов:

а) введение метанола в поток газа, поскольку он замедляет образование гидратов. Но это при условии, что скважина оборудована для этого;

б) снижение давления на устье вплоть до продувки в атмосферу (в этом случае, под действием перепада давления, а также в результате частичного разложения гидратная пробка разрушается и выносится потоком газа.)

в) установление режима близкого к безгидратному.

Г) газ можно отбирать через затрубье (возврат на отбор через фонтанные трубы, что приводит к разрушению и удалению гидратной пробки).

Тем не менее, при образовании пробки значительных размеров эти способы не будут являться эффективными.

В таких случаях необходимо использовать мероприятия по циркуляции ингибиторов или солевых растворов, в некоторых случаях - разбуривание пробки.

2.3 Контроль за разработкой месторождения

Технологические показатели разработки сеноманской залежи Губкинского газового промысла рассчитываются с учетом всего периода разработки, закрытия эксплуатационных скважин из-за обводнения, процессов массообмена между центральным и периферийным участком коллектора, с сохранением предельных рабочих депрессий на уровне, гарантирующем целостность коллектора и т.д.

Комплексная программа, используемая в процессе расчета технологических параметров работы на будущее, обеспечивает:

- прогноз суточной и годовой добычи газа;

- суточные дебиты скважин и закачка воды в продуктивный пласт;

- сроки ввода суточных и годовых отборов газа в северной части;

- определение пластового давления, забойного и устьевого;

- определение депрессий на пласт.

Депрессия пласта и устьевое давление рассчитываются путем учета пластового давления в зонах расположения эксплуатационной скважины для определения динамики представленных параметров.

Расчеты показателей развития представлены в трех группах. Максимальные годовые уровни отбора проб были рассчитаны на основе производственных мощностей добывающих скважин, расположенных в северном и южном участках, чтобы обеспечить надежную работу газодобывающего оборудования для подготовки газа и вариантов его транспорта.

Основные показатели проектируемых вариантов разработки представлены в таблице 2.1.



Таблица 2.1 - Свободные показатели вариантов разработки по проекту

Основные показатели	Основные варианты разработки Губкинского промысла
	1	2а	2б	3а	3б	3в	4а	4б
	Варианты отклонений на забое скважин 250 м	Выявленное отклонение на забое 1000 м	Выявленное отклонение на забое скважины 250 м
	Перемещение газа с Сев. участка на установку комплексной подготовки газаГубкинского промысла	Транспорт газа с Сев. участка на установку комплексной подготовки газа Западно-Таркосалинский промысел
Годовая добыча, млрд.м3
В целом по Губкинскому месторождению	15	15	15	16,5	16,5	16,5	17,3	16,65
Юж. Участок	15	15	15	15	15	15	15	15
Сев. участок		1,98	1,34	1,5	1,5	1,5	2,3	1,65
Фонд скважин, ед., в т.ч.
По Губкинскому промыслу	74	95	87	95	87	95	95	87
Юж.участок	74	74	74	74	74	74	74	74
Сев. участок		21	13	21	13	21	21	13
Год окончания расчетного периода
В целом по Губкинскому месторождению	2038	2038	2038	2038	2038	2038	2038	2038
Юж. Участок	2038	2038	2038	2038	2038	2038	2038	2038
Сев. участок
Добыча (суммарная), млрд. м3	302,81	332,61	329,42	334,08	333,50	336,24	334,32	333,57
Газоотдача (конечная), %
По всему Губкинскому промыслу	77,35	84,96	84,15	85,34	85,19	85,89	85,40	85,21
Юж. участок	88,4	88,49	88,68	88,65	88,82	88,74	88,68	88,8
Сев. участок		60,22	52,4	62,17	59,78	65,92	62,39	60,00
Начало разработкиСев.участка, год		2008	2008	2006	2006	2006	2006	2006
Постоянная добыча (период), лет	8	9	9	10	10	10
Коэфф. газоотдачи на конец периода постоянной добычи, %
По всему Губкинскому промыслу	39,1	46,8	46,79	36,46	36,44	36,46
Юж. участок	44,69	52,50	52,59	40,35	40,35	40,35
Сев. участок		6,93	6,17	9,19	9,05	9,19
Фонд действ. скважин в конце расчет. периода, ед., в том числе:
В целом по Губкинскому месторождению	20	40	43	40	48	41	44	47
Юж. участок	20	31	30	31	37	31	35	36
Сев. участок		9	13	9	11	10	9	11
Средний дебит, тыс.м3/сут
В целом по Губкинскому месторождению
Юж. участок	591	588	588	585	585	585	585	585
Сев. участок		261	275	220	311	208	270	321
ДКС, ввод				1 квартал 2003 г.
Кол-во ГПА-Ц16-С	6	6	6	6	6	6	6	6
Пластовое давление (конечное), всего, МПа
По всему Губкинскому промыслу	2,31	1,63	1,68	1,58	1,59	1,53	1,58	1,58
Юж. участок	1,53	1,35	1,34	1,32	1,29	1,28	1,31	1,29
Сев. участок		2,05	2,32	2,12	2,18	2,01	2,13	2,17
Пластовое давление (конечное), (экспл.), МПа
По всему Губкинскому промыслу
Юж. участок	1,36	1,25	1,25	1,24	1,21	1,21	1,21	1,20
Сев. участок		2,13	2,16	2,04	2,03	1,97	2,05	2,02
Конечное устьевое давление, МПа
В целом по Губкинскому месторождению
Юж. участок	1,08	1,00	1,03	1,03	1,01	1,02	1,02	1,01
Сев. участок		1,56	1,64	1,53	1,50	1,51	1,55	1,49
Внедрение воды, млн.м3
В целом по Губкинскому месторождению	1076,17	836,61	818,64	812,67	785,26	767,83	807,43	787,39
Юж участок	1076,17	857,54	883,32	825,34	818,0	776,9	820,57	817,84
Сев. участок		-20,92	-64,71	12,67	-32,73	-9,07	-13,15	-30,44

Необходимо отметить, что основной вариант разработки рассчитан на годовой дебит 15 млрд.м³с южного участка промысла при действующим фонде скважин, т.е. в основном ориентирован на ранее выполненные проектные решения по разработке этого участка.

Таким образом, вариант предусматривает выполнение проекта с учетом уточнения гидродинамической модели и обусловлен показателями, представленными в таблице 2.2.



Таблица 2.2 - Показатели реализации проектных решений

Дата	Сут.добыча млн.м3/сут	Годовая добыча, млрд. м3	Добыча накопленная, млрд. м3	% от нач.запасов	Общий фонд скважин, ед	Пласт. давление, МПа	Внедрение воды млн. м3	Текущие запасымлрд. м3
31.12.02	43,40 добыча	14,99	48,18	12,31	74	6,86	2,37	343,35
31.12.03	43,40 добыча	15,00	63,18	16,14	74	6,62	13,41	328,27
31.12.04	43,40	15,04	78,22	19,98	74	6,38	27,24	313,27
31.12.05	43,40 добыча	14,99	93,21	23,81	73	6,14	42,96	298,23
31.12.06	43,40	15,00	108,21	27,64	73	5,90	60,9	283,24
31.12.07	43,40	14,99	123,20	31,47	72	5,66	81,51	268,33
31.12.08	43,40	15,02	138,22	35,31	72	5,41	104,93	253,26
31.12.09	43,00	14,86	153,08	39,10	71	5,15	131,73	238,42
31.12.10	41,40	14,60	167,68	42,83	71	4,89	162,35	223,79
31.12.11	38,30 добыча	14,20	181,88	46,46	70	4,63	196,22	209,64
31.12.12	34,10 добыча	13,10	194,98	49,80	67	4,38	233,13	196,55
31.12.13	30,80	11,92	206,90	52,85	65	4,16	272,21	184,56
31.12.14	28,10	10,77	217,67	55,60	64	3,97	313,43	173,85
31.12.15	25,50	9,78	227,45	58,10	63	3,79	355,66	164,02
31.12.16	23,00	8,90	236,36	60,38	62	3,61	398,65	155,17
31.12.17	20,40	7,87	244,22	62,38	60	3,47	441,44	147,24
31.12.18	17,50 добыча	6,88	251,10	64,13	56	3,34	482,52	140,38
31.12.19	15,80 добыча	6,03	257,13	65,68	55	3,21	521,09	134,34
31.12.20	14,30	5,48	262,61	67,08	54	3,11	557,29	128,83
31.12.21	13,10	5,01	267,61	68,35	54	3,01	593,93	123,87
31.12.22	11,20	4,43	272,05	69,49	49	2,92	629,27	119,45
31.12.23	10,40 добыча	3,94	275,98	70,50	49	2,84	663,33	115,52
31.12.24	9,38	3,60	279,58	71,41	48	2,76	695,75	111,89
31.12.25	8,31ссуточная добыча	3,22	282,81	72,25	46	2,70	728,63	108,63
31.12.26	7,23ссуточная добыча	2,85	285,66	72,98	43	2,63	764,82	105,82
31.12.27	6,27ссуточная добыча	2,40	288,06	73,57	40	2,59	794,13	103,45
31.12.28	5,47ссуточная добыча	2,17	290,23	74,13	37	2,55	822,72	101,29
31.12.29	5,03ссуточная добыча	1,91	292,14	74,61	36	2,51	852,52	99,35
31.12.30	4,71ссуточная добыча	1,78	293,91	75,08	36	2,47	882,25	97,57
31.12.31	4,10ссуточная добыча	1,60	295,52	75,49	33	2,44	910,52	95,97
31.12.32	3,62ссуточная добыча	1,40	296,92	75,84	31	2,42	936,9	94,58
31.12.33	3,19ссуточная добыча	1,24	298,16	76,16	27	2,39	961,7	93,33
31.12.34	2,99ссуточная добыча	1,13	299,28	76,45	26	2,37	988,62	92,20
31.12.35	2,63ссуточная добыча	1,04	300,33	76,71	25	2,36	1013,11	91,17
31.12.36	2,48ссуточная добыча	0,93	301,25	76,95	25	2,34	1037,18	90,23
31.12.37	2,06ссуточная добыча	0,83	302,09	77,16	21	2,32	1056,41	89,41
31.12.38	1,86ссуточная добыча	0,72	302,81	77,35	20	2,31	1076,17	88,69

По расчетам, продолжительность периода постоянного дебита охватывала период до 2016 г., за который из пластов должно быть извлечено 153,08 млрд.м³ или 39,1 % от запасов промысла в целом.

В этот период пластовое давление должно быть снижено до 5,15 МПа, а средняя депрессия на пласт составить 0,32 МПа.

Завершение разработки запланировано на 2038 г. при коэффициенте конечной газоотдачи 77,35 % по залежи и 88,4 % (запасы южного участка).

Таким образом, по предположению, за весь период разработки из залежи будет извлечено 302,81 млрд.м³.

По прогнозам возможно внедрение 1,076 млрд.м³ пластовой воды, в т.ч. 663,01 млрд.м³ на участке расположения скважин.

По проекту был предусмотрен ввод эксплуатации северной частиГубкинского промысла для поддержания уровня постоянного дебита газа 15 млрд.м³ и дозагрузки мощностей южного участка за счет начала падения отборов на последнем.

Вариант был рассчитан на максимальный годовой отбор 1,5 млрд.м³.

На северном участке дополнительно разбуриваются 7 кустов по 3 эксплуатационных скважины в каждом, тогда какюжный участок разрабатывается по существующим техническим решениям.

Кусты скважин бурятся по схеме центральная - вертикальная, остальные с отклонением на кровлю 250 м.

Оба варианта разработки предусматривают транспорт газа на УКПГ южного участка Губкинского промысла.

По корректированному варианту разработки объемы постоянных годовых отборов и загрузка мощностей должна быть обеспечена до конца 2018 г.



Таблица 2.3 - Корректированный вариант разработки

Дата	Суточная,добычамлн.м3/сут	Добычазагод,млрд. м3	Накопленная добычамлрд. м3	% от нач.запасов	Фондскважин,ед	Пластовое давление,МПа	Внедрение воды млн. м3	Текущие запасымлрд. м3
31.12.02	43,40	14,99	48,18	12,31	74	6,86	2,37	343,39
31.12.03	43,40	15,00	63,18	16,14	74	6,62	13,41	328,23
31.12.04	43,40	15,04	78,22	19,98	74	6,38	27,24	313,31
31.12.05	43,40	14,99	93,21	23,81	73	6,14	42,96	298,22
31.12.06	43,40	15,00	108,21	27,64	73	5,90	60,9	283,23
31.12.07	43,40	14,99	123,20	31,47	72	5,66	81,51	268,36
31.12.08	43,40	15,04	138,24	35,31	74	5,41	104,92	253,27
31.12.09	43,40	14,99	153,23	39,14	77	5,15	131,38	238,20
31.12.10	43,40	14,99	168,22	42,97	80	4,89	161,16	223,32
31.12.11	43,00	14,94	183,16	46,79	84	4,62	192,98	208,41
31.12.12	38,00	14,28	197,44	50,43	80	4,36	226,27	193,99
31.12.13	34,80	13,35	210,79	53,84	79	4,11	260,48	180,71
31.12.14	31,60	12,12	222,91	56,94	77	3,89	295,59	168,58
31.12.15	28,80	11,03	233,94	59,76	76	3,68	331,35	157,58
31.12.16	26,30	10,08	244,02	62,33	76	3,49	366,78	147,45
31.12.2017	23,40	9,09	253,11	64,65	73	3,31	401,47	138,40
31.12.18	21,20	8,16	261,27	66,74	72	3,15	434,65	130,19
31.12.19	18,60	7,24	268,51	68,59	69	3,00	465,61	123,01
31.12.20	17,20	6,54	275,05	70,26	69	2,87	494,15	116,45
31.12.21	15,40	5,91	280,96	71,77	67	2,74	521,34	110,51
31.12.22	14,20	5,40	286,36	73,15	67	2,63	546,37	105,15
31.12.23	12,70	4,90	291,26	74,40	64	2,53	570,38	100,25
31.12.24	11,70	4,45	295,71	75,53	64	2,43	593,45	95,76
31.12.25	10,80	4,10	299,81	76,58	63	2,34	615,44	91,68
31.12.26	9,73	3,74	303,55	77,54	60	2,26	636,92	87,94
31.12.27	8,90	3,37	306,92	78,40	59	2,19	656,72	84,55
31.12.28	7,84	3,02	309,94	79,17	56	2,12	676,08	81,58
31.12.29	7,18	2,75	312,69	79,87	55	2,06	694,44	78,76
31.12.30	6,69	2,53	315,22	80,52	55	2,01	711,56	76,23
31.12.31	6,04	2,29	317,52	81,10	53	1,96	727,81	74,03
31.12.32	5,43	2,09	319,60	81,64	50	1,91	742,8	71,89
31.12.33	5,11	1,92	321,52	82,13	50	1,87	758,27	70,00
31.12.34	4,82	1,81	323,33	82,58	50	1,83	772,15	68,16
31.12.35	4,52	1,70	325,03	83,02	49	1,79	784,92	66,47
31.12.36	4,11	1,55	326,58	83,42	46	1,75	796,82	64,92
31.1237	3,91	1,45	328,04	83,78	46	1,72	808,17	63,46
31.12.38	3,65	1,38	329,42	84,15	43	1,69	818,63	62,08

По прогнозам, к концу 2018 г из залежи будет извлечено 46,79 % от запасов промысла в целом и 52,59 % от запасов южного участка и 6,17 % от запасов северного участка.

Устьевые давления составят, соответственно, 1 - 1,65 МПа. По прогнозным данным за весь период бурения из залежи будет добыто 329,42 млрд.м³, а в продуктивные отложения внедрится 818,63 млрд.м³ пластовой воды.

Пик годовых отборов на Северном куполе должен достигнуть в 2018 г. и составить 1,34 млрд.м³.

Средний подъем ГВК составит 41,3 м, при его максимальных отметках в сводовой части залежи до 70 м на участке размещения кустов 15, 18.

К 2038 г. коэффициент конечной газоотдачи предположительно составит 84,15 % в целом по залежи, 88,68 % от запасов южного и 52,4 % - от северного участка.

Фонд скважин к концу исследуемого периода уменьшится до 43 единиц, из них 30 скважин останется на Южном участке.

Как показало исследование, на начальном этапе разработки сеноманской газовой залежи были выявлены высокие добывные возможности пласта, что позволило обосновать возможность увеличения дебита на 15%.

Разбуревание участка осуществлялось с использованием наклонно-направленных скважин, которые были сгруппированы в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте. Отбор газа за период 2013 г. составил 15,215 млрд.м³, что соответствовало проекту.

На период начала эксплуатацииГубкинскогоместорождения было отобрано 63,549 млрд.м³ против 63,18 млрд.м³ по проекту.

Общий фонд на период 2014 г. составлял 89 скважин, в т.ч. 74 эксплуатационных, 12 наблюдательных и две поглощающих.

Одной из характерных особенностей сеноманской залежи Губкинского месторождения является сравнительно низкое начальное пластовое давление, в связи с чем на четвертый год разработки была введена первая очередь ДКС.

Проведенный анализ фактических показателей разработки месторождения и продуктивности скважин позволяет говорить о том, что существующая система разработки обеспечивает увеличенные уровни добычи газа.



3 анализ эффективности работы установки по регенерации насыщенного раствора метанола на губкинском газоконденсатном промысле

3.1 Существующая схема подготовки газа на Губкинском промысле

Процесс добычи газа начинается с геолого-разведочных работ по выявлению участков скопления углеводородов, далее газ извлекается из недр пробуренными скважинами.

Подготовка газа к транспорту

Газ из скважин при давлении 60-11 °C на устье поступает в точки газораспределения, где газ подается в общий коллектор, скорость потока газа контролируется и дебит газа периодически измеряется в течение выборки.

Газ подключаетсяк сепаратору на газораспределительный пункт перед установкой штуцера, который служит для выравнивания давления газа в скважинах перед их соединением с рабочим коллектором.