
- •5 Состав системы газоконденсатосбора
- •6 Вспомогательные материалы
- •7 Исходные данные для проектирования
- •Для предотвращения гидратообразования в технологических трубопроводах установок и в газоконденсатопроводе предусмотрен впрыск метанола концентрацией 90 % массовых.
- •11.1 Описание проектной технологической схемы эксплуатации новых пластов Бейсугского месторождения с установкой дожимной компрессорной станции в районе Каневской пзрг
- •11.2 Описание проектной технологической схемы эксплуатации пластов Бейсугского месторождения с установкой дожимной компрессорной станции на пгсп.
Для предотвращения гидратообразования в технологических трубопроводах установок и в газоконденсатопроводе предусмотрен впрыск метанола концентрацией 90 % массовых.
9 Основные технологические решения
Проектирование дальнейшей эксплуатации залежей Бейсугского месторождения основано на фактическом геолого-промысловом материале, результатах газодинамических исследований скважин и анализе разработки месторождения.
Дополнительное бурение скважин и ввод в эксплуатацию неразрабатываемых до настоящего времени объектов (восточной зоны залежи I пласта черкесской свиты и нижнемеловой залежи), позволит:
- увеличить объем вовлеченных в процесс дренирования запасов газа;
- увеличить темп отбора газа и конечный коэффициент газоотдачи;
- увеличить количество добывающих скважин с возможностью частичной замены старого фонда и сохранения стабильных уровней добычи газа.
Прогнозные варианты разработки сформированы с учетом пропускной способности существующей газотранспортной системы, а также с возможностью ее реконструкции.
Основные технологические решения по обустройству Бейсугского месторождения базируются на трех вариантах строительства эксплуатационных скважин.
Вариант 1. Строительство шести ледостойких оснований, с каждой из которых будет осуществляться бурение трех и с одной четырех скважин. Обвязка устья скважин и необходимые узлы переключения шлейфов скважин при дальнейшщей эксплуатации будут располагаться на данном основании. Техническое обслуживание, капитальный ремонт (ликвидация) скважин также будут осуществляться с ледостойкого основания.
Вариант 2. Бурение будет осуществляться с одной плавучей платформы (стапеля), с последующим переездом на следующую скважину. Вокруг укстья скважины производится монтаж ледостойкого ограждения. Площадь устьевого оборудования (включая ограждения) не должно превышать площадь необходимую для присоединения плавучей платформы. Техническое обслуживание обвязки устья скважины будет осуществляться с легких плавающих средств, а капитальный ремонт (ликвидация) будет осуществляться с плавучей платформы.
Вариант 3. Бурение и дальнейшее обустройство скважин будет осуществляться на специально подготовленных площадках, расположенных в береговой зоне Бейсугского лимана. Бурение буде осуществляться наклонно-направленным методом.
10 Сбор и транспортировка добываемой продукции
В связи с разностью ожидаемых пластовых давлений (от 8 МПа до 150 МПа), транспортировку добываемой продукции до промыслового газосборного пункта (ПГСП) Бейсугского месторождения следует осуществлять:
1. При выборе Варианта 1, 2 – по двум шлейфам, соединяющим ледостойкие основания, с возможностью переключения между ними. Для осуществления индивидуальных замеров скважин на ПГСП Бейсугское необходимо проложить дополнительный шлейф с подключением к каждой скважине и возможностью переключения между шлейфами.
2. При выборе варианта 3 – по индивидуальным шлейфам от каждой скважины до ПГСП.
Также необходимо, во всех трех вариантах строительства, проложить ингибиторопровод с возможностью подачи метанола и ингибитора коррозии в каждую скважину.
Прокладку трубопроводов от скважин осуществлять:
1. При выборе Варианта 1, 2: - по дну лимана до берега и далее по кратчайшему пути до ПГСП Бейсугского месторождения по насыпному валу в подземном исполнении.
2. При выборе Варианта 3 – по насыпному валу в подземном исполнении по кратчайшему пути до ПГСП Бейсугского месторождения.
Переходы шлейфа через сбросные каналы выполняются в виде воздушного перехода в футляре, равнопрочном рабочему трубопроводу. Подземные переходы шлейфа через автомобильные дороги выполняются в соответствии с требованиями СП 109-34-97, СНИП 2.05.06-85*.
Обвязку устья скважин, а именно применяемую запорную арматуру, дроссели и т. д., предусмотреть в исполнении К2, устойчивом к среде СО2 и морскому климату, произвести согласно типовой схемы №56-00-ТХ. В обвязке устья предусмотреть: замеры давления буферного, на струнах после штуцера, на затрубном пространстве; замеры температуры до и после штуцера; передачу данных на диспетчерский пункт ПГСП Бейсугского месторождения. Предусмотрен на устьях скважин отсекающий клапан.
Для обслуживания обвязки устья и фонтанной арматуры предусмотрена рабочая площадка. Вокруг скважины предусмотрено сетчатое ограждение высотой не менее 1,8 м.
Для возможности ввода в шлейф скважины ингибиторов по предотвращению газогидратов на устье скважины предусмотрен ввод ингибитора до и после дросселя, в затрубное пространство.
В связи с тем, что в природном газе продуктивного горизонта Нижний мел содержится до 0,26% СО2 , необходимо предусмотреть обработку шлейфов скважин и блока входных ниток антикоррозионным покрытием.
11 Основные проектные решения дальнейшей эксплуатации залежей Бейсугского месторождения
Базовый вариант предполагает дальнейшую разработку месторождения существующим фондом скважин (20 ед.) с использованием имеющейся системы сбора и транспорта газа. Продукция старого фонда скважин поступает на ГУ2 и ГУ3, где осуществляется отделение от газа жидкости и механических примесей. Очищенный газ подается на ГУ1, где он дополнительно очищается, затем компримируется на дожимной компрессорной станции, расположенной на ПГСП Бейсугского месторождения. Предусмотрена электрохимзащита устья скважины, шлейфа скважины, новых технологических трубопроводов ПГСП.
Варианты с дополнительным бурением эксплуатационных скважин:
вариант I - на постоянный годовой отбор газа 219 млн м3 с использованием существующей системы сбора и транспорта газа. Количество дополнительных эксплуатационных скважин – 12, из них шесть скважин планируется пробурить на залежь нижнего мела с последующим возвратом на вышележащую залежь (I пласт черкесской свиты) и шесть скважин - на залежь пласта I черкесской свиты.
вариант 2 - на постоянный годовой отбор газа 450 млн м3. Количество дополнительных эксплуатационных скважин - 19, из них 14 - на залежь пласта I черкесской свиты. С целью максимального использования добывных возможностей скважин при одновременной эксплуатации старого и нового фонда, в данном варианте предусмотрено строительство дожимной компрессорной станции контейнерного типа с размещением ее в районе Каневского пункта замера и распределения газа (ПЗРГ) в 2011 году. Остальные условия реализации варианта идентичны условиям 1 варианта.
вариант 3 - на постоянный отбор газа 450 млн м3 с возможностью строительства нового магистрального газопровода от ГУ-1 Бейсугского месторождения до Каневского ПЗГР протяженностью 80 км. Фонд проектных скважин аналогичен 2 варианту.
Дополнительно был рассмотрен вариант 4, предполагающий бурение наклонно-направленных скважин (с горизонтальным участком) с берега Бейсугского лимана. Фонд проектных скважин - 12 единиц, из них 9 – на залежь пласта I черкесской свиты, 3 – на нижнемеловую залежь. Остальные условия реализации варианта идентичны условиям 2 варианта.
Расчет показателей разработки выполнен до 2030 года (период расчета - 23 года) и представлен в таблице 4. На 2017 год планируется ликвидация скважин караганского горизонта, а в 2023 году - окончание эксплуатации скважин нижнемеловой залежи.
Таблица 4 - Технологические показатели разработки новых (нижний мел, I пласт черкесской свиты) и существующих пластов
Года |
Показатели пластов |
Суммарные отборы газа по новым пластам, млн. м3/год |
|||||||||||
нижний мел |
Ι пласт черкесской свиты |
Ι пласт черкесской свиты западный купол |
караган |
майкоп ΙΙ + ΙΙ2 |
майкоп ΙΙΙ |
||||||||
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
Давление на устье, МПа |
Годовая добыча газа млн. м3 |
||
2012 |
9,12 |
216,3 |
6,58 |
174,24 |
3,26 |
26,4 |
4,79 |
8,1 |
1,54 |
17,4 |
1,1 |
7,6 |
450,04 |
2013 |
7,25 |
179,3 |
8,93 |
215,37 |
3,18 |
26,0 |
4,73 |
4,6 |
1,51 |
18,9 |
1,1 |
5,8 |
449,97 |
2014 |
5,74 |
147,3 |
8,84 |
249,68 |
3,10 |
25,6 |
4,68 |
3,7 |
1,48 |
18,3 |
1,1 |
5,5 |
450,08 |
2015 |
4,46 |
119,3 |
7,98 |
280,51 |
3,02 |
25,2 |
4,65 |
2,2 |
1,45 |
17,6 |
1,1 |
5,2 |
450,01 |
2016 |
3,42 |
95,0 |
7,00 |
307,15 |
2,93 |
24,7 |
4,63 |
1,2 |
1,43 |
17,0 |
1,1 |
4,9 |
449,95 |
2017 |
2,60 |
74,6 |
5,86 |
333,09 |
2,85 |
24,3 |
|
|
1,41 |
14,6 |
1,1 |
3,5 |
450,09 |
2018 |
1,95 |
57,8 |
4,57 |
350,98 |
2,77 |
23,9 |
|
|
1,39 |
14,0 |
1,1 |
3,4 |
450,08 |
2019 |
1,45 |
44,1 |
2,97 |
365,43 |
2,70 |
23,5 |
|
|
1,36 |
13,7 |
1,1 |
3,3 |
450,03 |
2020 |
1,14 |
33,2 |
1,49 |
350,60 |
2,62 |
23,1 |
|
|
1,34 |
13,2 |
1,1 |
3,2 |
423,3 |
2021 |
1,13 |
16,0 |
1,37 |
301,77 |
2,55 |
22,7 |
|
|
1,33 |
12,9 |
1,1 |
3,1 |
356,47 |
2022 |
1,13 |
3,2 |
1,30 |
253,58 |
2,47 |
22,3 |
|
|
1,31 |
10,8 |
1,1 |
3,0 |
292,88 |
2023 |
|
|
1,25 |
211,68 |
2,39 |
21,9 |
|
|
1,29 |
10,5 |
1,1 |
2,8 |
246,88 |
2024 |
|
|
1,22 |
175,77 |
2,32 |
21,6 |
|
|
1,28 |
10,3 |
1,1 |
2,7 |
210,37 |
2025 |
|
|
1,19 |
145,22 |
2,25 |
21,2 |
|
|
1,26 |
9,8 |
1,1 |
2,6 |
178,82 |
2026 |
|
|
1,17 |
118,44 |
2,19 |
20,8 |
|
|
1,25 |
9,6 |
1,1 |
2,5 |
151,34 |
2027 |
|
|
1,16 |
95,76 |
2,12 |
20,4 |
|
|
1,24 |
9,3 |
1,1 |
2,4 |
127,86 |
2028 |
|
|
1,15 |
75,92 |
2,06 |
20,1 |
|
|
1,22 |
9,1 |
1,1 |
2,3 |
107,42 |
2029 |
|
|
1,14 |
58,59 |
2,00 |
19,7 |
|
|
1,21 |
8,8 |
1,1 |
2,2 |
89,29 |
2030 |
|
|
1,13 |
43,47 |
1,90 |
19,4 |
|
|
1,20 |
8,6 |
1,1 |
2,1 |
73,57 |