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. |
1 |
Добыча газа, всего |
млн.м3/год |
1270 |
2 |
Сдача товарного газа |
млн.м3/год |
1230 |
3 |
Сброс пластовой и конденсированной воды |
тыс.м3/год |
- |
4 |
Бурение скважин на газ |
шт |
- |
5 |
Содержание Н2S: в сыром газе в товарном газе Содержание СО2: в сыром газе в товарном газе |
% объемн. |
- -
0,21 0,19 |
5 |
Конденсатный фактор, Пластовый В газе сепарации в товарном газе |
г/м3 г/м3 г/м3 |
61,5 55
|
7 |
Пластовые Давление температура |
МПа К |
21,9-21,35 328 |
8 |
Сдача нестабильного конденсата |
тыс.т /год |
71 |
9 |
Сдача стабильного конденсата |
тыс.т /год |
69 |
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 |
1 |
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 |
|
|
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 |
590 |
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 |
1 |
После бурения (66, 67, 85) |
3,6 |
2 |
При вводе в действие после ожидания (97, 83) |
1,2 |
3 |
После капитального или подземного ремонтов (48, 55, 40, 32) |
2,2 |
4 |
При гидродинамических и геофизических испытаниях (41, 33, 39, 21) |
2,2 |
5 |
Прогрев простаивавших скважин (60, 49) |
0,4 |
6 |
Отработка эксплуатационных скважин после перевода из наблюдательных (47, 54, 20) |
0,4 |
|
Всего |
10 |
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 |
33 |
130 |
3610 |
168х10 |
99 |
41 |
200 |
3550 |
168х10 |
99 |
48 |
300 |
2180 |
159х12 |
96 |
51 |
150 |
8510 |
168х10 |
99 |
87 |
400 |
8871 |
159х12 |
96 |
5 |
300 |
350 |
159х12 |
96 |
34 |
300 |
3137 |
159х12 |
99 |
58 |
130 |
10900 |
159х12 |
96 |
35 |
300 |
566 |
159х12 |
96 |
61 |
500 |
1104 |
159х12 |
96 |
63 |
300 |
2436 |
159х12 |
96 |
95 |
400 |
810 |
159х12 |
96 |
96 |
300 |
3265 |
159х12 |
96 |
97 |
|
1050 |
159х12 |
96 |
83 |
|
|
|
96 |
Остановка и продувка межпромысловых газопровода и конденсатопровода на паводковый период:
|
Длина, м |
Диаметр, мм |
Р, кг/см2 |
Межпромысловый конденсатопровод |
9700 |
159х12 |
|
Межпромысловый конденсатопровод |
1048 |
168х9 |
|
Межпромысловый газопровод |
10748 |
426х16 |
|
Давление стравливается до 0.
Продувка и испытание шлейфов вновь вводимых скважин.
№ скв |
Дебит, тыс.м3/сут. |
Длина шлейфа, м |
Диаметр шлейфа, мм |
66 |
200 |
100 |
159х12 |
67 |
200 |
212 |
159х12 |
97 |
|
|
|
83 |
|
|
|
85 |
200 |
212 |
159х12 |
|
|
|
|
Очистка полости Р- 1кг/см2 в течение 20 минут,
Испытание давлением Р-184 кг/см2
Материальный баланс установок подготовки газа по 2003 году.
№ |
Наименование |
Ед. изм. |
Количество |
||
в час |
в сутки |
в год |
|||
|
Приход: |
|
|
|
|
|
1. Газ сырой с кустовых скважин Р=9,4 – 16,0 мПа |
млн. м3 |
0,14 |
3,5 |
1255 |
|
2. Метанол-ингибитор гидра-тообразования |
тонн |
0,3 |
7,6 |
2761 |
|
5. Сырой конденсат поступа-ющий с газом |
тонн |
7,8 |
186 |
68000 |
|
Расход |
|
|
|
|
|
1. Газ осушенный на собствен- ное потребление |
млн. м3 |
0,004 |
0,093 |
33,8 |
|
7.Газ осушенный в магистраль-ный газопровод, Р= 5,0-5,5 мПа |
млн. м3 |
0,139 |
3,345 |
1221,1 |
Технологическое оборудование Установки комплексной подготовки газа.
|
УКПГ-1 |
УКПГ-2 |
1. Типы сепараторов |
|
|
- I–я ступень |
Горизонтальный сепаратор Q= 5 млн.м3/сут., Ру – 16 мПа, Ду-2400 мм |
Горизонтальный сепаратор Q= 5 млн.м3/сут., Ру – 16 мПа, Ду-2400 Внутритрубный сепаратор Ду-530 мм, Ру-16 мПА |
- II –я ступень |
НТС Q= 5 млн.м3/сут., Ру – 8,0 мПа, Ду-2000 мм |
НТС Q= 5 млн.м3/сут., Ру – 8,0 мПа, Ду-2000 мм |
2. Стабилизация кон-денсата |
Емкость выветривания конденсата V-25 м3 – 2 шт. |
|
|
Трапы, Д-1020 мм, Н-16 м – 2 шт. |
|
|
Блок газосепаратора – разделитель (япон.) Q= 1 млн.м3/сут., Ру – 7,5 мПа, |
|
3. Давление газа, мПа |
|
|
- на входе на УКПГ |
9,9 |
9,8 |
- сепарации |
5,8 |
5,5 |
- на «0» км газопровода |
5,7 |
5,6 |
4. Температура газа, С |
|
|
- на входе на УКПГ |
- 5 |
- 6 |
- сепарации |
- 23 |
- 23 |
- на «0» км газопровода |
- 22 |
- 22 |
Сведения по запорным устройствам.