Совершенствование системы сбора и подготовки газа и конденсата ачимовских отложений Уренгойского месторождения

Объектами исследования являются УКПГ-22 и УКПГ-31 Уренгойского месторождения.

Цель работы: совершенствование системы сбора и подготовки скважинной продукции на ачи-мовском промысле Уренгойского месторождения.

Добыча углеводородной продукции и ее промысловая подготовка к дальнейшему магистральному транспорту сопровождаются неизбежными безвозвратными технологическими потерями, обусловленными уровнем используемой техники и технологии.

Прогнозные технологические потери природного газа и газового конденсата в соответствии определяются на основании действующих руководящих документов СТО Газпром 3.1-2-002-2008, СТО Газпром 3.1-2-004-2008, СТО Газпром 3.2-3016-2011.

Нормативные потери природного газа и конденсата газового – это предельно допустимое, научно и технически обоснованное количество углеводородов, неизбежно утрачиваемое в расчетный период на объектах добычи природного газа и конденсата газового, рассчитанное на основе плана добычи природного газа, при условии соблюдения требований проекта разработки и обустройства месторождения, действующих норм, технологических регламентов и паспортных данных для действующего оборудования.

В нормативные потери не включаются потери, связанные с отступлением от регламентных режимов работы оборудования и принятой технологии, авариями, утечками при разрыве трубопроводов, аварийными остановками технологического оборудования, а также с испытаниями технологического оборудования.

Технологические потери природного газа и конденсата определяются как совокупные потери по каждому конкретному месту их образования и виду.

Технологические потери газа могут быть условно классифицированы следующим образом:

• 1.    Потери, связанные с продувкой.

• 2.    Потери газа при эксплуатации аварийных факельных установок для поддержания в рабочем состоянии (расход затворного газана запальники, дежурные горелки факелов).

• 3.    Потери газа при дегазации (выветривании) жидкостей:

• 4.    Потери газа при заправке метанольных устройств и при вводе ингибитора коррозии.

• 5.    Потери газа при отборе проб для аналитического контроля и проведения научно - исследовательских работ, при обслуживании и обследовании пневмоаппаратуры и пневморегуляторов, предохранительных клапанов, КИП и А.

• 6.    Потери газа за счет негерметичности уплотнений фланцевых соединений, запорно - регулирующей арматуры оборудования и коммуникаций.

При расчете и монтаже уплотнений оборудования и коммуникаций согласно требованиям соответствующих ГОСТов и правил эксплуатации утечка газа невозможна или пренебрежительно мала. При нарушении правил эксплуатации возникают утечки газа, объем которых определяется согласно РД 39-108-91.

Потери конденсата газового находятся в составе потерь природного газа. Источники технологических потерь конденсата те же, что по газу, так как до промысловой обработки конденсат находится в смеси с газом. Дополнительные потери конденсата имеют место в результате уноса с газом сепарации, в связи с невозможностью обеспечения абсолютно полного его извлечения.

Как правило, основными видами потерь углеводородов при добыче, которые занимают более 70% от общего объема потерь, являются потери, связанные с освоением скважин после бурения и проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований.

Следует отметить, что вместе с потерями природного газа происходят и потери газового конденсата, объем которых может быть оценен на основании величины потенциального содержания конденсата в пластовой смеси.

Исходными данными для расчета прогнозируемых потерь газа и конденсата являются анализ текущего состояния, планируемые объемы добычи углеводородов и определяющие их технологические показатели, а также мероприятия по их обеспечению, объемы проведения планово - предупредительных ремонтных и исследовательских работ на расчетный период.

В настоящее время добыча газа и конденсата на разрабатываемых участках осуществляется в режиме истощения пластовойэнергии. Сбор пластовой смеси осуществляется по теплоизолированным газопроводам-шлейфам. Предусмотрен безгидратный режим эксплуатации, как самих скважин, так и систем «скважина–шлейф». Для контроля за работой скважин на кустах предусматривается подключение установок по исследованию. Промысловая обработка продукции газоконденсатных скважин осуществляется методом низкотемпературной сепарации (НТС) на УКПГ,в состав которых входят технологические нитки подготовки, площадки узлов замера, переключающей арматуры, факельные установки и т.д., которые могут являться источниками технологических потерь. Подготовка газа заключается в отделении из него газового конденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механических примесей, при дегазации которых возможны потери. При подготовке углеводородной продукции часть конденсата содержится в газе сепарации, и часть растворенного газа уносится с жидкостью.

Наращивание объемов добычи газа и конденсата проводится за счет бурения новых скважин, и сопровождается строительством новых кустовых оснований и газосборных коллекторов, вводом в эксплуатацию новых технологических объектов, установок подготовки УКПГ.

Продувки скважин производятся с целью очистки забоя после бурения или КРС, прогрева ствола скважин перед запуском, проведения исследований, и других технологических и геологических операций, необходимых для поддержания эксплуатационного режима скважин, связанные с выпуском газа в атмосферу.

В соответствие с регламентирующими документами для очистки забоя скважины после бурения и освоения новых скважин производится продувка в зависимости от количества вскрытых объектов и проводимых операций по ГРП временной коридор составляет 3-9 суток, и после КРС 72 ч (3 суток). При вводе скважин ожидающих подключения производится прогрев в течение 4-12 ч. Дебит скважин при продувках после бурения и КРС должен быть близким к рабочему при последующей их эксплуатации, ожидаемые начальные дебиты газа для данного вида потерь взяты из расчетных при моделировании прогнозных показателей разработки залежей в пересчете на газ сепарации.

При проведении части комплекса исследовательских работ, проводимых в процессе разработки (текущие, специальные), предусмотрено использование сепараторов высокого давления и замерных устройств, исключающих продувку газа на факел, и позволяющих проводить исследования в шлейф на УКПГ, в связи применением данного оборудования на 100% исследуемого фонда данный вид потерь исключен.

На эксплуатационном участке 1А ачимовских отложений Уренгойского ЛУ ООО «ТюменНИИги-прогаз» запроектирована и с 2008 г. эксплуатируется установка комплексной подготовки газа и газового конденсата УКПГ-31 в режиме опытнопромышленной эксплуатации (ОПЭ) от двух кустов (шесть скважин), максимальная добыча газа в период ОПЭ составляет 3,6 млн. нм3/сут.

На эксплуатационном участке 2А ачимовских отложений Уренгойского ЛУ ООО «ТюменНИИги-прогаз» запроектирована и с 2010 г. эксплуатируется также в режиме опытно-промышленной эксплуатации установка УКПГ-22 от пяти кустов (20 скважин), максимальная добыча газа в период ОПЭ составляет 7,7 млн. нм3/сут.