Средневилюйское газоконденсатное месторождение.

Общая характеристика пластовой газоконденсатной системы.

Параметры и единицы измерения	Значения
Содержание сырого конденсата (КГФ) см3/м3	135,0
Плотность сырого конденсатат при Рсеп. – 5,0-5,5 Мпа, Тсеп. = -14 ¸ - 17 С, кг/м3
Объемный коэффициент усадки сырого конденсата до Р = 0,1013 Мпа, Т = + 20 С, см3/м3	0,65-0,66
Содержание дегазированного конденсата, Т = + 20 С, см3/м3	88,5
Объемный коэффициент усадки сырого конденсата до состояния стабильного конденсата	0,58 – 0,59
Плотность стабильного конденсата, кг/м3	747,0
Содержание стабильного конденсата на 1 м3 газа сепарации: См3/м3 Г/м3	79,0 59,0
Объем газа дегазации, л/м3 газа сепарации	18,00
Масса С 5+в в 1 м3 газа сепарации, г/м3	5,2
Масса С 5+в в газе дегазации на 1 м3 отсепарированого газа, г/м3	0,8
Потенциальное содержание С 5+в: На 1 м3 отсепарированного газа, г/м3 В 1 м3 пластового газа, г/м3	65,0 63,1
Плотность газов: При Р = 0,1013 Мпа и Т= + 20 С Сепарации: Абсолютная, кг/м3 Относительная по воздуху Дегазации: Абсолютная, кг/м3 Относительная по воздуху Пластового: Абсолютная, кг/м3 Относительная по воздуху	0,741 0,615   1,16 0,96   0,795 0,66
Молекулярные массы, г/моль Стабильного конденсата Сырого конденсата Газа сепарации Газа дегазации Пластового газа С 5+в в газе сепарации С 5+в в газе дегазации С 5+в в пластовом газе	122,0 65,0 17,8 27,7 19,1 73,8 73,4 115,8
Молярные доли Газа сепарации в пластовом газе «сухого» газа в пластовом газе газа сепарации в «сухом» газе	0,971 0,987 0,984

Выделившийся после первичного сепаратора конденсат поступает на печи подогрева, где нагревается до температуры +25 - +35 С, и поступает на сепаратор, где стабилизируется и дегазируется, после чего автоматически продувается в емкость дегазации, где частично дегазируется, при этом газы дегазации уходят на факел и сжигаются. Газы дегазации из сепаратора поступают на аппараты воздушного охлаждения. В результате охлаждения происходит конденсация тяжелых фракций ШФЛУ, которые собираются и отделяются в сепараторе, а затем поступают на линию извлечения пропан-бутановой фракции, а осушенный газ через АГРС поступает на нужды поселка Кысыл-Сыр. На 2004 год планируется поставить на нужды поселка 15 млн.м 3 газа.

 

Сведения по факельным устройствам.

 

Диаметр факельной трубы – 0,2 м

Скорость движения газа – 1,0 м/сек.

Время работы факела – 24 час./сутки

Количество горелок – 2

Количество факелов – 2

Расход затворного газа – 5426 м3/сут.

Расход газа на горелки – 105 м3/сут.

Лабиринтное уплотнение отсутствует.

Газ на поддержание горения подается с трапных установок ТР-1, ТР-2 – газы дегазации.

 

Продувка скважин

	Вид продувок	Расход газа, млн.м3
	После бурения (66, 67, 85)	3,6
	При вводе в действие после ожидания (97, 83)	1,2
	После капитального или подземного ремонтов (48, 55, 40, 32)	2,2
	При гидродинамических и геофизических испытаниях (41, 33, 39, 21)	2,2
	Прогрев простаивавших скважин (60, 49)	0,4
	Отработка эксплуатационных скважин после перевода из наблюдательных (47, 54, 20)	0,4
	Всего

 

Остановка и продувка шлейфов скважин на паводковый период:

Давление стравливается до 0

№ скв.	Дебит, тыс.м3/сут.	Длина шлейфа, м	Диаметр шлейфа, мм	Р, кг/см2
			168х10
			168х10
			159х12
			168х10
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12
			159х12

Остановка и продувка межпромысловых газопровода и конденсатопровода на паводковый период:

	Длина, м	Диаметр, мм	Р, кг/см2
Межпромысловый конденсатопровод		159х12
Межпромысловый конденсатопровод		168х9
Межпромысловый газопровод		426х16

Давление стравливается до 0.

Унос газового конденсата в магистральный газопровод.

По проекту – 2 г/м3

Фактически – 1,62 г/м3

 

Мастахское ГКМ.

 

Наименование недропользователя, лицензионного участка, ИНН, юридический адрес	№ лицензии	Срок действия
ОАО «Якутгазпром» ИНН 1435092753, 677015, г. Якутск, ул. П. Алексеева 76
Мастахское ГКМ, п. Мастах, Кобяйский улус Республика Саха (Якутия)	ЯКУ № 01564 НЭ Выдана 16.11.1998 г.	Декабрь 2007 года

 

Мастахское месторождение находится в районе п. Мастах Кобяйского улуса (района) Республики С(Я), в 330 км от г. Якутска

Географические координаты: 64⁰40^, - северной широты, 124⁰30^, - восточной долготы. Общая площадь участка 16240 га.

Уровень добычи определяется проектом разработки месторождения. Минимальный уровень добычи газа устанавливается в количестве 100 млн. м³ в год, максимальный - 400 млн. м³/год.

Установка комплексной подготовки газа введена в эксплуатацию в 1977 году.

Выпускаемой продукцией является осушенный природный газ, который поставляется потребителям Центрального региона по двухниточному магистральному газопроводу Кысыл-Сыр – Мастах – Берге - Якутск диаметром 530 мм, протяженностью по трассе 466 км и газопроводам – отводам диаметром от 100 до 375 мм.

В настоящее время Мастахское ГКМ находится в стадии довыработки. В связи с падением уровня добычи газа в последние годы используется лишь в качестве регулятора для покрытия пиковых нагрузок в зимнее время. В действующем фонде остались всего 3 скважины с суммарной суточной добычей 620 тыс. м³ газа в сутки. В бездействующем фонде – 2 скважины с суммарной добычей – 140 тыс. м³/сут.

 

	Показатели	Ед. изм.	2004 г.
	Добыча газа, всего Горизонт Т1-IV Горизонт Р2-I	млн.м^3/год
	Сдача товарного газа	млн.м^3/год
	Сброс пластовой и конденсированной воды	тыс.м^3/год
	Бурение скважин на газ	шт	-
	Содержание Н2S: в сыром газе в товарном газе Содержание СО2: в сыром газе в товарном газе	% объемн.	- -   0,13 0,11
	Конденсатный фактор, Горизонт Т1-IV Пластовый В газе сепарации в товарном газе Горизонт Р2-I Пластовый В газе сепарации в товарном газе	г/м^3 г/м^3 г/м^3 г/м^3 г/м^3 г/м^3	17,0 15,5     53,5 48,0
	Пластовые Горизонт Т1-IV Давление Температура Горизонт Р2-I Давление Температура	МПа К   МПа К	14,9   22,9
	Сдача нестабильного конденсата	тыс.т /год
	Сдача стабильного конденсата	тыс.т /год

 

Продувка скважин

	Вид продувок	Расход газа, млн.м3
	При вводе в действие после ожидания	0,15
	После капитального или подземного ремонтов	0,2
	При гидродинамических и геофизических испытаниях	0,45
	Прогрев простаивавших скважин	0,2
	Всего	1,0

 

Количество газа, выделившегося при дегазации газового конденсата:

Количество газов дегазации при получении 1 тонны стабильного конденсата – 180 м3/тонн.

 

Продувка шлейфов скважин.

Остановка и продувка шлейфов скважин:

№ скв.	Дебит, тыс.м3/сут.	Время продувки, мин.	Объем газа, тыс.м3
			2,083
			2,5
			1,875
Итого			6,458

Средневилюйское газоконденсатное месторождение.

Наименование недропользователя, лицензионного участка, ИНН, юридический адрес	№ лицензии	Срок действия
ОАО «Якутгазпром» ИНН 1435092753, 677015, г. Якутск, ул. П. Алексеева 76
Средневилюйское ГКМ, п. Кысыл-Сыр, Вилюйский улус Республика Саха (Якутия)	ЯКУ № 01566 НЭ Выдана 16.11.1998 г.	Декабрь 2017 года

 

Средневилюйское ГКМ находится в нижнем течении р. Вилюй, в районе п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 600 км от г. Якутска, 70 км восточнее г. Вилюйска.

Географические координаты: 64⁰00^, - северной широты, 123⁰00^, - восточной долготы. Общая площадь участка 12150 га.

Специфические факторы, влияющие на технику и технологию добычи и подготовки газа к транспорту:

- сезонный характер потребления газа;

- суровые климатические условия, низкие температуры (до –58⁰С);

- месторождение находится в зоне развития многолетних мерзлых пород;

- гидратообразование, использование ингибиторов;

- двухступенчатая сепарация.

Опытно-промышленная эксплуатация Средневилюйского ГКМ начата в 1975 г. В 1986 г. был пущен в эксплуатацию пусковой комплекс объекта – установка комплексной подготовки газа (УКПГ-1), а в1997 г. первая технологическая линия УКПГ-2.

Уровень добычи определяется проектом разработки месторождения. Минимальный уровень добычи газа устанавливается в количестве 1 млрд. м³ в год, максимальный - 4 млрд. м³/год.

Средневилюйское ГКМ рекой Вилюй разделено по площади на два примерно равных участка, из которых в эксплуатации находился только правобережный участок. Вынужденная массированная добыча газа только с правобережной части месторождения уже привела к формированию в юго-западной части месторождения депрессионной зоны, где пластовое давление снизилось на 36 атм. по сравнению с начальным.

В настоящее время на правом берегу в эксплуатационном фонде находится 17 скважин с общим оптимальным дебитом 4140 тыс. м³/сутки, а на левом берегу – 7 скважины с общим оптимальным дебитом – 2600 тыс. м³/сут.

В целях вовлечения в эксплуатацию добывных возможностей левобережных скважин построены и введены в эксплуатацию подводный переход через р. Вилюй диаметром 426 мм и протяженностью 9,2 км и конденсатопровод Д=159х12 мм.

Подготовка газа на Средневилюйском ГКМ производится на установках комплексной подготовки газа №№ 1 и 2 (УКПГ-1,2) методом низкотемпературной сепарации газа. Общая производительность УКПГ-1 и первой технологической нитки УКПГ-2 – 10 млн. м³/сутки.

Готовым продуктом УКПГ является природный газ, соответствующий ГОСТ 5548-87, который направляется в магистральный газопровод по двум ниткам (d – 530 мм) до Мастахского газоконденсатного месторождения – врезка «84 км» и далее потребителям Центрального региона Республики. Кроме того, природный газ от Средневилюйсого ГКМ подается по газопороводу d – 200 мм и Ру-7,5 мПа на г. Вилюйск.

На Средневилюйском ГКМ в составе УКПГ-1 эксплуатируется линия по извлечению пропан-бутановой фракции из газов дегазации конденсата, изготовленная собственными силами. Сжиженный газ получают в процессе дополнительной осушки газов дегазации газового конденсата. Другое назначение линии - регенерации метанола из водно-метанольных растворов. Производительность ее составляет 600 тонн в год конечного продукта. Из-за ограниченных объемов потребления в регионе пропан - бутановой фракции (30-40 тонн в год) линия работает, в основном, в режиме регенерации метанола.

Переработка газового конденсата осуществляется на двух установках, расположенных на территории УКПГ.

Малогабаритная установка смонтирована в 1987 г. собственными силами из неликвидного оборудования. Технологический регламент разработан в соответствии с рекомендациями ВНИИГаз. Производительность установки по сырью – 20 тыс.тонн. Выпуск продукции: бензиновая фракция – 10 тыс. тонн, топливо газоконденсатное печное бытовое – 8,6 тыс. тонн

В 1998 году введена в эксплуатацию установка переработки газового конденсата СВ-1, производительностью по сырью – 25 тыс. тонн.. Выпуск продукции: бензиновая фракция – 18,7 тыс. тонн, топливо газоконденсатное печное бытовое – 2,5 тыс. тонн, фракция дизельная широко фракционного состава 2 тыс. тонн.

 

	Показатели	Ед. изм.	2004 г.
	Добыча газа, всего	млн.м^3/год
	Сдача товарного газа	млн.м^3/год
	Сброс пластовой и конденсированной воды	тыс.м^3/год	-
	Бурение скважин на газ	шт	-
	Содержание Н2S: в сыром газе в товарном газе Содержание СО2: в сыром газе в товарном газе	% объемн.	- -   0,21 0,19
	Конденсатный фактор, Пластовый В газе сепарации в товарном газе	г/м^3 г/м^3 г/м^3	61,5
	Пластовые Давление температура	МПа К	21,9-21,35
	Сдача нестабильного конденсата	тыс.т /год
	Сдача стабильного конденсата	тыс.т /год

 

Углеводородный состав фракции Н.К. – 125 С стабильного конденсата:

Компоненты	% об.	Компоненты	% об.
С3-пропан	0,07	Циклопентан	0.65
С4 - бутан	2,11	Метилциклопентан	4,8
С5 - пентан	7,95	Сумма циклопентанов	28,68
С6 - гексан	10,26	Циклогексан	9,46
С7 - гептан	4,31	Метилциклогексан	16,42
С8 - октан	1,52	Сумма циклогексанов	28,68
С9 - нонан		Сумма цикланов (нефтеновых)	38,26
Сумма Н-алканов (Н-метановых)	26,22
iC4 - изобутан	0,68	Бензол	2,19
iC5 - изопентан	7,32	Толуол	5,51
iC6 - изогексан	11,03	Сумма аренов (ароматических)	7,7
iC7 - изогептан	7,22
iC8 -- изооктан	1,57
iC9 - изонананы	-
Сумма изоалканов (изометановых)	27,82
Сумма алканов (метановых)	54,04