Технологические потери при довыработке запасов УВ МГКМ

Изучение опыта разработки Мастахского газоконденсатного месторождения показало, что на месторождении существует три вида потерь углеводородов, непосредственно связанных с процессом добычи (извлечения) их из недр, которые подлежат учету при проектировании и анализе разработки месторождения. Потери газа и конденсата, связанные с авариями, прорывами трубопроводов, неисправностью и негерметичностью промыслового оборудования относятся к сверхнормативным и не обосновываются. Предэксплуатационные потери газа и конденсата, связанные с освоением скважин после бурения и проведением геофизических исследований, относятся к геологическим потерям, и учитываются в общем составе потерь.

Первый вид учитываемых потерь, подлежащих анализу, – это пластовые потери газового конденсата и сопутствующих компонентов, обосновываемые в подсчете запасов углеводородов месторождения.

Коэффициент извлечения газа при выполнении подсчета запасов принимается равным единице (100 %), а коэффициенты извлечения конденсата и сопутствующих компонентов обосновываются и рассчитываются, и запасы их принимаются на Государственный баланс в виде соотношения: геологические к извлекаемым. Этот вид потерь обусловлен тем, что разработка газоконденсатных месторождений ведется методом использования естественной энергии пласта. Отбор углеводородов сопровождается снижением пластового давления, вследствие чего большая часть извлекаемых запасов добывается в период, когда пластовое давление ниже давления начала конденсации углеводородной смеси, а состав продукции определяется составом подвижной пластовой газовой фазы при неподвижной жидкой. В результате конденсатоотдача пласта оказывается существенно меньшей, нежели газоотдача, что определяет в целом недостаточно высокую компонентоотдачу газоконденсатной залежи [4].

На Мастахском газоконденсатном месторождении протоколом ГКЗ № 959 от 03.11.2004 утверждены следующие коэффициенты извлечения конденсата:

- для юрских залежей – 0,82;

- для триасовых залежей: пласт T1-X – 0,56; пласт Т1-Ха – 0,85; пласт T1-IV – 0,85;

- для пермских залежей – 0,70.

Таким образом, при отборе газа из залежей до пластового давления 0,1 МПа, пластовые потери конденсата составили бы следующие величины:

- для юрских залежей – 5 тыс. т;

- для триасовых залежей (в сумме по всем объектам) – 202 тыс. т;

- для пермских залежей – 125 тыс. т.

Баланс отбора конденсата из пласта и его пластовых потерь, выполненный согласно методике [7], по разрабатываемым залежам (пермские пласты P2-I,II и триасовый пласт T1-IV) приведен в таблице 6.7.

Анализ приведенного баланса показал, что поскольку давление начала конденсации для триасовых и пермских залежей Мастахского ГКМ ниже начального пластового давления, то при использовании технологии добычи газа с поддержанием пластового давления, пластовые потери конденсата по этим залежам можно было бы существенно уменьшить.

Геологические особенности залегания этих пластов, литологическая неоднородность и плотность разбуренной сетки скважин, практически, не позволили применить известные методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения его компонентоотдачи. В связи с этим текущие пластовые потери конденсата на 01.01.2009 по пермским залежам составили 56 тыс. т (17,8 % от НБЗ), а по триасовым – 27 тыс. т (17,9 % от НБЗ).



Второй вид потерь – это безвозвратные потери, являющиеся следствием физико-химических свойств добываемых газоконденсатных смесей, степени совершенства применяемых технологических процессов, уровня технических средств и качества эксплуатации технологических газопромысловых объектов [8].

Стандарт [9] ОАО «Газпром» устанавливает общий порядок разработки, согласования и утверждения нормативов второго вида потерь при добыче (извлечении) углеводородного сырья (газа горючего природного, конденсата газового и нефти) из


Таблица 6.7 - Баланс отбора конденсата из пласта и его пластовых потерь по разрабатываемым залежам (пермские пласты P2-I,II и триасовый пласт T1-IV)


Продолжение таблицы 6.7


недр на земную поверхность, сбора и обработки (подготовки) УВ с целью получения продукции, по своему качеству соответствующей требованиям стандартов для передачи их потребителю или непосредственно на переработку. Стандартом введен ряд терминов с соответствующими определениями, которые позволяют характеризовать второй вид технологических потерь при довыработке запасов углеводородов.

В соответствии с Федеральным законом «О недрах» и Постановлением Правительства Российской Федерации «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения» потери углеводородного сырья в добывающих организациях подлежат обязательному нормированию и учитываются при представлении достоверных данных об извлекаемых и оставляемых в недрах запасах полезных ископаемых и компонентов, содержащихся в них. Потери углеводородного сырья учитываются также при исчислении налога на добычу полезных ископаемых в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

Для составления проекта технологических потерь второго вида согласно [9, 10, 11] проводится инвентаризация статей и источников потерь газа и конденсата на добывающем предприятии. Статьи и объекты, являющиеся источниками потерь углеводородного сырья на Мастахском газоконденсатном месторождении, представлены в таблице 6.8.

Перечень типовых статей потерь природного газа и газового конденсата приведен в [10, 11]. По этому перечню производится расчет нормативов потерь согласно утвержденной методике. Проект нормативов технологических потерь согласуется и утверждается МИНПРОМЭНЕРГО РОССИИ. Разработка проекта нормативов потерь углеводородного сырья при добыче включает в себя мониторинг фактических потерь за прошедший период. Сопоставление расчетных, утвержденных и фактических нормативов потерь приведено в таблице 6.9. Результаты сопоставления показывают, что фактические потери на предприятии, начиная с 2006 года, стали ниже утвержденных нормативов.

Анализ мониторинга фактических потерь и его сравнение с проектными и утвержденными показателями позволяет повысить достоверность фактических потерь углеводородного сырья и обоснованно разрабатывать мероприятия по их снижению.


Таблица 6.8 – Перечень статей и объектов потерь газа горючего природного на объекте добычи ОАО «Якутгазпром»

Мастахское ГКМ

Месторождение (залежь, пласт) Объекты, являющиеся источниками потерь газа горючего природного Статьи (виды) потерь газа горючего природного
Мастахское ГКМ 1 Скважины Исследования скважин: газодинамические исследования; газоконденсатные исследования; при освоении после капремонта. Продувка. Запорная арматура. Регулирующие штуцера. Регулирующие клапаны.
2 Технологические трубопроводы (шлейфы) Плановые продувки. Разрядка шлейфов перед паводком.
3 Факельные устройства Расход газа на горелки. Расход затворного газа.
4 Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) Регенерация водометанольного раствора. Дегазация (разгазирование) нестабильного конденсата. Запорная арматура. Регулирующие клапаны.
5 Потребности газа на собственные нужды Топливный газ на выработку электроэнергии. Топливный газ для котельных. Топливный газ для топливопотребляющих установок (агрегатов). Поддержание работы факела.


Таблица 6.9 –Проектные, утвержденные и фактические нормативы

технологических потерь УВ на объекте добычи ОАО «Якутгазпром»

Мастахское ГКМ за период 2005 – 2008 гг.

Месторождение Год разработки Норматив технологических потерь, %
проектный утвержденный фактический
газ конденсат газ конденсат газ конденсат
Мастахское 0,912 0,986 0,912 9,407 1,138 8,939
- - 0,912 9,407 0,969 8,527
2,105 6,120 1,662 1,989 0,43 0,96
- - 1,662 1,989 0,75 0,57

Третий вид потерь – это потери газа, газового конденсата и сопутствующих компонентов, возникающие после прекращения разработки залежи по экономическим, технологическим или иным причинам, когда в пласте остаются невыработанные (не добытые) запасы углеводородов. Этот вид потерь определяется коэффициентом конечной газоотдачи и закладывается непосредственно в проект разработки месторождения при обосновании периода доразработки и расчете технологических и технико-экономических показателей.

Общие извлекаемые запасы стабильного конденсата на Мастахском месторождении составляют 713 тыс. т (в пересчете на нестабильный – 891 тыс. т). По данным ОАО «Якутгазпром», на 01.01.2009 накопленная добыча нестабильного конденсата на Мастахском ГКМ составила 260 тыс. т. Согласно проектным технологическим расчетам за период доразработки 2009 – 2035 гг. планируется добыть еще 87 – 104 тыс. т. Общая добыча нестабильного конденсата составит 347 – 364 тыс. т. Таким образом, при проектной газоотдаче на Мастахском газоконденсатном месторождении 52-54 % от НБЗ расчетная добыча конденсата составит 39 – 41 % от начальных извлекаемых запасов.


3424171022302129.html
3424209436857884.html

3424171022302129.html
3424209436857884.html
    PR.RU™