- •С екция 1: Геология, поиск и разведка углеводородного сырья
- •«Проблема освоения малых месторождений ооо «газпром добыча ноябрьск» на юго-западе ямало-ненецкого автономного округа»
- •«Концепция научных исследований, направленных на доразведку краевых частей месторождений в неокоме западно-сибирской плиты»
- •«Отражения каналов вертикальной флюидомиграции на материалах сейсморазведки мов огт 3d в северных районах западной сибири»
- •«Особенности геологического строения и разработки нефтяных оторочек унгкм. Применение сайклинг-процесса»
- •Филиала «Газопромысловое управление»
- •«Анализ подъёма гвк по вынгаяхинскому гм. Методы контроля текущего положения гвк и прогнозирование обводнения скважин. Эксплуатационные риски и пути их снижения»
- •«Условия работы дожимного комплекса ямбургского нгкм при трехступенчатом сжатии»
- •«Усовершенствование системы подачи ингибитора гидратообразования на газовом промысле №1в ямбургского месторождения»
- •«Предложения по совершенствованию работы газовых промыслов ямбургского нгкм путем перевода блоков регенерации гликоля на работу по схеме азеотропной перегонки»
- •«Оптимизация технических решений по повышению продуктивности и газоотдачи туронской газовой залежи южно-русского нефтегазоконденсатного месторождения»
- •«Увеличение количества переработанного конденсата газового нестабильного «ачимовских» отложений за счет подачи на орошение в смеси с конденсатом газовым нестабильным «валанжинских» отложений»
- •«Управление температурным режимом многолетнемерзлых грунтов»
- •«Исследование совместной работы компрессоров с различными параметрами на дкс укпг-1ас»
- •«Снижение содержания сернистых соединений в дизельном топливе уренгойского зпкт»
- •«Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений»
- •«Подбор оптимальной методики построения карты изобар в по петрель на примере неокомской залежи знгкм»
- •«Проблемы и пути повышения эффективности работы установки стабилизации конденсата (уск) гп-2 бованеновского нгкм»
- •«Анализ инноваций в области подготовки газа при решении проблем сепарации на знгкм»
- •«Технические решения, направленные на повышение эффективности технологических процессов подготовки газа»
- •«Проведение опытно-промышленной эксплуатации (опэ) механического оборудования на производственных объектах ооо «газпром добыча ямбург».
- •«Применение гди для определения зон фильтрации в пласте к горизонтальному стволу скважины»
- •«Оптимизация бизнес-процесса «годовое планирование» в блоке тОиР иус пд»
- •Работа в блоке тОиР иус пд
- •Работа в блоке тОиР иус пд
- •«Разработка системы принятия решений и оптимизация работы газовых скважин сеноманских залежей ямбургского газоконденсатного месторождения»
- •«Информационно-поисковая система проживающих в общежитиях и материально-технических ценностей сэ№3 филиала уэвп»
- •«Модернизация биологических очистных сооружений гпу»
- •«Эколого-экономический анализ перспектив использования газомоторного топлива на автомобильном транспорте»
- •«Оптимизация режимов работы частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов при перекачке вязкой нефти»
- •«Эффективное использование потерь энергии на сеноманских дкс»
- •«Ресурсосбережение на укпг на примере гп-4»
- •«Инновационное техническое решение по энергосбережению и сокращению вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов»
- •«Использование теплофикационной воды для подогрева топливного газа на дожимной компрессорной станции Западно-Таркосалинского газового промысла»
- •«Моделирование процессов промерзания-протаивания грунтовых оснований для условий Ямбургского нгкм»
- •«Новые подходы к определению степени воздействия загрязнений на окружающую среду»
- •«Оценка эффективности работы котельной гкп-2 после реконструкции»
- •«Сравнительный анализ используемого оборудования для утилизации газов выветривания на дожимных компрессорных станциях оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения»
- •«Повышение энергоэффективности производства за счет увеличения уровня использования попутного нефтяного газа. Опыт Уренгойского нгкм»
- •«Эффективные методы определения производственных рисков, для линейных руководителей»
- •«Развитие человеческих ресурсов «разработка имитационной модели структурного подразделения. Решение задач планирования персонала, тоир оборудования и управления складскими запасами»
- •«Разработка нормативов численности с учетом особенностей ооо «газпром добыча надым»
- •«Снижение трудозатрат при использовании программного комплекса model studio cs. Результаты. Перспективы»
«Предложения по совершенствованию работы газовых промыслов ямбургского нгкм путем перевода блоков регенерации гликоля на работу по схеме азеотропной перегонки»
Куркин Е.В., Орлов С.А.
Филиал «Инженерно-технический центр»
Ямбургская лаборатория техники и технологии добычи
Период падающей добычи месторождения характеризуется падением давления добывающих скважин. Вместе с тем происходит увеличение выноса минерализованной пластовой воды с газом, что отражается на работе установок комплексной подготовки товарного газа (УКПГ). Это также отражается и на системе регенерации диэтиленгликоля (ДЭГа): увеличение нагрузки по воде в насыщенном абсорбенте на блоки регенерации абсорбента, повышение кратности циркуляции гликоля в системе, повышение содержания продуктов термодеструкции в регенерированном абсорбенте и минерализации регенерированного абсорбента.
Эффективность работы блока регенерации ДЭГа определяется параметром концентрации гликоля в абсорбенте. Для установок подготовки Ямбургского месторождения эта величина колеблется в среднем в пределах 98,0-99,3% масс. - для регенерированного ДЭГа. Концентрация ДЭГа увеличивается с повышением температуры его регенерации.
При температуре выше 164ОС ДЭГ частично разлагается. На Ямбургских УКПГ данная температура поддерживается в пределах 155-163 ОС, что близко к температуре начала деструкции абсорбента. Повышенная температура низа десорбционной колонны является фактором негативно влияющим на эксплуатационные свойства ДЭГа, снижая тем самым время его эксплуатации.
В докладе рассматривается возможность по переводу блоков регенерации на азеотропную перегонку абсорбента. Данный способ регенерации обеспечивает достижение концентрации гликолей в регенерированном абсорбенте на уровне не менее 99.5 % масс. и снижение температуры десорбции воды.
Присутствие азеотропного компонента в системе гликоль-вода способствует уменьшению содержания минеральных солей и продуктов распада в абсорбенте. Снижение температуры регенерации способствует уменьшению процесса вспенивания гликоля и, вследствие, снижению уноса абсорбента. Также это способствует сокращению расхода топливного газа на подогрев абсорбента в блоке регенерации и возможности исключения из технологической схемы блока регенерации гликолей вакуум создающей системы, что заметно сокращает энергозатраты в блоке регенерации.
Для применения схемы регенерации гликолей с использованием азеотропной перегонки требуется решение следующего ряда вопросов, которые слабо освящены в научно-технической литературе, а именно, выбор оптимального азеотропобразующего агента, разработка общих положений перевода существующих технологических схем на азеотропную перегонку.
Решение этих вопросов позволит обеспечить долгосрочную стабильную работу газовых промыслов при качественной подготовке природного газа к магистральному транспорту в период падающей добычи и на поздней стадии эксплуатации месторождения.
«Оптимизация технических решений по повышению продуктивности и газоотдачи туронской газовой залежи южно-русского нефтегазоконденсатного месторождения»
Кущ П.И.
ОАО «Севернефтегазпром».
Туронские залежи газа широко распространены на месторождениях севера Тюменской области. Запасы газа, сосредоточенные в них относятся к трудноизвлекаемым. Основные сложности при разработке – низкие фильтрационно - емкостные свойства коллекторов, резкая литологическая неоднородность и фациальная изменчивость как по разрезу, так и по площади, невысокая пластовая температура и аномально высокое пластовое давление, предполагающие эксплуатацию в гидратном режиме.
На лицензионном участке ОАО «Севернефтегазпром» запасы газа по туронской залежи превышают 300 млрд.м3.
С момента открытия в 1969 г. испытано 19 поисково-разведочных и 2 эксплуатационных скважины (42 объекта испытания, включая повторные).
В 2008 году скважиной Р-35 велась опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой проводились мероприятия по интенсификации притока, а именно: высокоплотная перфорация, прогрев ствола, гидроразрыв пласта. В 2011 году компания приступила к осуществлению пилотного проекта по освоению туронской залежи.
На сегодняшний день туронская залежь Южно-Русского месторождения находится в опытно-промышленной разработке, осуществляется эксплуатация экспериментальной двухзабойной скважины № 174. За время ее эксплуатации получены данные по режимам эксплуатации, гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям.
Следующим техническим решением, направленным на повышение эффективности разработки туронской залежи стало строительство скважины № 184 с восходящим профилем ствола. На текущий момент проведены работы по освоению, запуск в эксплуатацию планируется в сентябре 2014 г.
С целью доизучения геологического строения и эволюции технических решений, направленных на повышение эффективности промышленной разработки всей туронской залежи в ОАО «Севернефтегазпром» разработана и выполняется «Программа исследовательских и полевых работ на период опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения». В соответствие с программой, в 2013 филиалом компании «Халлибуртон Интернэшнл Инк» начат проект по построению геомеханической модели участка туронской залежи, выбору систем заканчивания скважин и разработке технологии гидроразрыва пласта.
Полученная в ходе начала проекта по освоению туронской газовой залежи информация и дальнейшее выполнение «Программы исследовательских и полевых работ на период опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения» позволят максимально эффективно разработать мероприятия, направленные на повышение продуктивности, увеличение зоны дренирования и как следствие оптимизацию размещения туронских скважин.