Анализ методов использования попутного нефтяного газа на Арактинском нефтегазоконденсатном месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Научно-исследовательская работа (проектная деятельность)

Тема: Анализ методов использования попутного нефтяного газа на Арактинском нефтегазоконденсатном месторождении

Выполнил:

Грабилов Игорь Андреевич

Проверил: Преподаватель

Игенбаева Наталья Олеговна

Ханты-Мансийск 2021 г



Содержание

Введение

1. Геология месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.3 Кристаллический фундамент - AR-PR

2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

3. Специальная часть

3.1 Проблемы утилизации попутного нефтяного газа

3.2 Переработка ПНГ и ПГ

3.3 Использование ПНГ для выработки электроэнергии

3.4 Использование ПНГ для обратной закачки в пласт

3.5 Это объясняется двумя главными причинами

3.6 Анализ методов использования ПНГ на Ярактинском НГКМ

Заключение

Список сокращений

Библиографический список



Введение

Ключевые задачи предприятий нефтегазового комплекса на ближайшие годы определены необходимостью утилизации и переработки попутного нефтяного газа. На протяжении многих лет нефтегазовый комплекс оставался основным загрязнителем воздуха и окружающей среды за счет повсеместного сжигания больших объемов попутного нефтяного газа. На его долю приходилось до 30% вредных выбросов всего промышленного комплекса страны. В то же время специфика добычи ПНГ заключается в том, что он является побочным продуктом добычи нефти. Отсутствие инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки долгое время были основной причиной нерационального использования ПНГ.

Проблемы нефтегазовой отрасли:

Низкий уровень рационального использования попутного газа;

Высокий уровень загрязнения окружающей среды;

Высокие штрафы за нерациональное использование более 5% ПНГ с 2012 года;

Потребность в энергоэффективных решениях утилизации попутного

газа.

Целью данной работы является анализ научно-технических и

промысловых данных разработок в области использования попутного нефтяного газа, выдача рекомендаций по повышению эффективности его использования. Основная задача состоит в предложении технологических решениях по утилизации попутного нефтяного газа на примере Ярактинского НГКМ.



1. Геология месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Ярактинское НКГМ в административном положении расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районах Иркутской области (рис.1.1.1).

Рисунок 1.1.1 - Карта расположения месторождений углеводородов Иркутской области

Открытие Ярактинского НГКМ датируется июнем 1969 г., когда при испытании поисковой скважины № 5-СМ, из интервала 2160-2150 м был получен приток нефти дебитом 1,5 м3/сут, при динамическом уровне 2019 м.

Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объёме от кровли фундамента до подошвы доломитов тирской свиты среднемотской подсвиты были выделены под условным названием “ярактинская пачка”.

Это открытие явилось результатом разворота поисково-разведочных работ в Приленском районе, после открытия Марковского месторождения. Принципиальная важность этого открытия заключалась в том, что в древних базальных терригенных отложениях вендского комплекса было выявлено промышленное скопление нефти на Сибирской платформе.

По результатам разведочных работ, которые были проведены на площади до 1973 г. считалось, что Ярактинское месторождение является нефтяным, так как из всех пробуренных скважин в продуктивном контуре были получены притоки нефти. Но в процессе дальнейших разведочных работ было установлено, что Ярактинское месторождение является нефтегазоконденсатным. В 2008 году на Ярактинской площади было пробурено 53 поисковых скважин, 13 разведочных, а так же 5 эксплуатационных скважин. Площадь всего месторождения - 315,00 км2, при том чисто нефтяная зона - 81,84 км2.

Запасы (протокол ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 года):

нефти, извлекаемые С1 - 11,471 млн т;

газа, извлекаемые по категории С1+С2 - 39,061 млрд м3;

конденсата, извлекаемые по категории С1+С2 - 4,013 млн т.

Ярактинское НГКМ одним из первых в Иркутской области введено в промышленную разработку. В настоящее время эксплуатацией Ярактинского месторождения занимается Иркутская нефтяная компания.

Южнее на 80 км от Ярактинского месторождения расположено Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенного на

судоходной реке Лена, в 150 км вниз по течению от г. Усть-Кута. На северо- востоке в 60 км находится Дулисьминское месторождение (открыто в 1983 г.), восточнее в 40 км расположено Аянское месторождение.

Город Усть-Кут в западном направлении связан железнодорожной веткой Тайшет-Лена с транссибирской магистралью, в восточном направлении построена Байкало-Амурская магистраль.

Усть-Кут является важным центром, через который осуществляется снабжение всего народного хозяйства обширных районов Восточной Сибири и Якутии в разделах бассейна р. Лена вплоть до Северного Ледовитого океана. Многочисленные грузы, поступающие на станцию Лена, перерабатываются крупнейшим речным портом России - Осетрово и далее следуют речным транспортом по р. Лена и ее притокам к предприятиям и стройкам этой части Сибири. По трассе железнодорожной ветки Тайшет-Лена расположены Коршуновский горно-обогатительный комбинат, Братский промышленно- энергетический комплекс, включающий крупные лесодобывающие и лесоперерабатывающие предприятия.

Расстояние от г. Усть-Кута (станция Лена) по железной дороге до узловой станции Тайшет - 720 км, а до областного центра г. Иркутска - 1389 км.

Район Ярактинского НГКМ	входит	В состав Приленской плоской
возвышенности, которая является	частью	обширного Средне-Сибирского
плоскогорья, представляющего	собой	слабовсхолмленную равнину,

образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными гидросетью [1, 4, 5].

Средняя высота водоразделов не превышает 550-600 м над уровнем моря. Максимальные абсолютные отметки на водоразделах достигают 650 м, а минимальные в долинах рек - 400 м.

Непосредственно Ярактинское НГКМ расположено на водоразделе между верховьями рек Нижней Тунгуски и Непы.

Река Нижняя Тунгуска протекает южнее исследуемого района. Средняя скорость течения в этой части реки 0,4 м/сек. Максимальная глубина реки 2- 2,5 м, минимальная - 0,5 м. Ширина русла 10-12 м. Наиболее высокий уровень воды наблюдается во время весенних паводков. Река в этой части не судоходна. Наиболее значительными притоками р. Нижней Тунгуски на площади работ являются р. Хаил, р. Яракта, р. Гульмок и др.

Река Непа протекает севернее разведанного месторождения и также практически не судоходна. Средняя скорость течения реки около 0,5 м/сек. Максимальная глубина 2,5 м, минимальная - 0,5-1 м. Ширина реки в районе работ 7-10 метров. Наиболее крупным притоком р. Непа на площади работ является р. Кирон.

Основными особенностями гидрологического режима рек являются: питание за счет атмосферных осадков и таянья сезонной и многолетней мерзлоты, относительная многоводность стока в различное время года.

Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до -48°-55°С, максимальная температура приходится на июнь-июль и достигает +30° +35°С, среднегодовая температура воздуха -3,5°С.

Количество осадков составляет 350 мм в год, причем, большая часть их приходится на осенне-летний период.

Постоянный снеговой покров держится с середины октября до начала мая. Высота его не велика (0,8-0,9 м), что в сочетании с низкими температурами, продолжительной зимой, обуславливает глубокое промерзание грунта. Полное оттаивание грунта происходит только в конце июля. На северных затаеженных склонах водоразделов мерзлота держится круглый год.

Ледостав на р. Нижняя Тунгуска и р. Непа начинается в середине октября. Полностью ото льда реки освобождаются в середине мая.

Растительность района типично таежная и состоит, в основном, из хвойных пород леса, среди которых преобладает сосна. Подчиненное значение имеют: лиственница, ель, кедр, пихта, береза и осина.

В районе работ населенные пункты отсутствуют, местность покрыта сплошной труднопроходимой тайгой с сильно расчлененным рельефом. До ближайших населенных пунктов, расположенных преимущественно по берегам р. Лена, 80-100 км, до г. Усть-Кута расстояние по прямой 140 км в направлении на юго-запад.

Местное население занято в леспромхозах, в сельском хозяйстве, пушном промысле.

Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение и перевозка грузов возможна только по зимним дорогам в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду.

Транспортные перевозки, в период навигации по р. Лена, можно осуществлять с середины октября.

Из местных строительных материалов наибольшее значение и применение имеет лес, используемый также в качестве топлива, в том числе для котельных установок на буровых.

В числе прочих строительных материалов следует отметить наличие песчаников и доломитов залегающих вблизи поверхности отложений ордовика, а также песков и галечников русловых отложений и речных террас [6].

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме от подошвы доломитов парфеновского горизонта до кровли фундамента были выделены под условным названием в Ярактинскую пачку (I и II пласт).

По своему строению оно оказалось весьма сложным, структурно- литологического типа.

На Ярактинском участке выполнен следующий объем работ:

сейсморазведка 3Д - 329,6 км2

сейсморазведка 2Д - 2 958 км (из них в 2005 году - 14 км)

ВСП - 4 скв.

По состоянию на 1.09.2013 г. на месторождении пробурено 150 скважин, из которых 41 - поисково-разведочные и 109 эксплуатационные.

Общий объем бурения составил 99 274 м, в том числе параметрического - 2726 м, эксплуатационного - 21 780 м, поискового - 65 997 м, разведочного - 13 968 м.

Начальное пластовое давление в залежи равно 25,4 МПа. В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора снижается уже в первый год до 24,9 МПа.

На месторождении предусматривается построить 32 новых добывающих, 17 нагнетательных, 22 барьерных скважин и 4 водозаборных скважин для нужд поддержания пластового давления (ППД). Строительство проектных скважин по принятой сетке разработки и расположению их забоев на месторождении планируется осуществлять c проектируемых кустовых оснований. При этом скважины со смещением забоя от вертикали менее 1 000 м рассматриваются как обычные наклонно-направленные.

Геологическое строение Ярактинского НГКМ изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого- съемочных работ. На основании этих материалов составлен геологический разрез Ярактинского НГКМ (рисунок 1 приложения).

Общая толщина осадочной толщи от поверхности фундамента до четвертичных отложений колеблется от 2570 до 2740 м.

Литолого-стратиграфический разрез Ярактинского НГКМ представлен породами кристаллического фундамента - отложениями рифея, а также кембрия, ордовика и отложениями четвертичной системы.

1.3 Кристаллический фундамент - AR-PR

Породы, относимые к фундаменту, вскрыты в пределах Ярактинского участка скважинами 21, 52, 24, 50, 19, 15, 55, 10, 5. Породы фундамента представлены красновато-серыми, розовато-серыми, розовато-коричневыми, мелко - и среднекристаллическими гранитами и гранито-гнейсами; в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Абсолютный возраст этих пород, определенный Rb-Sr методом в геохронологической лаборатории Института Геохимии СО РАН (г. Иркутск) по образцам, отобранным в скважинах 52, 21 составил 2,4-2,7 млрд. лет, что позволяет датировать эти образования археем - нижним протерозоем.

Вблизи поверхности продуктивного пласта на толщину 2-8 м породы фундамента сильно выветренные и трещиноватые.

Вендская система - V Непская свита - Vnp

Отложения свиты с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах коры выветривания фундамента. Наиболее полные разрезы непской свиты вскрыты и описаны на Марковском месторождении, где в основании свиты, залегают терригенные отложения безымянного горизонта.

Выше по разрезу в районе Марковской площади залегает марковский продуктивный пласт, сложенный алевролитами и аргиллитами зеленовато-

серыми, реже коричневато-серыми, с прослоями песчаников грязновато-серых, кварцевых, разнозернистых, неотсортированных с включениями пирита.

Перекрывается пласт аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми, нередко слюдистыми и пиритизированными, мелко-тонкоплитчатыми, иногда листоватыми, доломитистыми, с прослоями алевролитов и песчаников мощностью до 10-50 м. Мощность свиты 90 м.

На Ярактинской площади, расположенной к северу от Марковской основной объем песчаных отложений непской свиты, образующих продуктивную часть разреза, входит в состав ярактинского горизонта, залегающего непосредственно на породах фундамента. Пока достоверно не установлено, является ли ярактинский горизонт стратиграфическим аналогом марковского или представляет собой самостоятельное, более молодое подразделение. В пределах Ярактинской площади отложения горизонта представляют собой аргиллитово-песчаную толщу, отличающуюся крайней невыдержанностью состава отложений.

На Ярактинской и соседней Аянской площади в разрезе горизонта выделяются три песчаные пачки, которые довольно равномерно чередуются с аргиллитами. Толщина аргиллитовых пропластков не всегда выдержана и на некоторых участках песчаники часто сливаются друг с другом. В пределах площадей отдельные пачки песчаников оказываются настолько изменчивыми по мощности и литофациальному составу, что проследить их от скважины к скважине не всегда удается. Для отложений пачки характерна резкая литофациальная изменчивость по площади за счет засолонения, уплотнения и, в меньшей степени, глинизации. При описании керна отмечалась значительная пиритизация терригенного материала, а также трещиноватость пород. С песчаниками ярактинского горизонта связаны промышленные залежи нефти, газа и конденсата.



2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

Проектом предусматривается герметизированная схема сбора и транспорта нефти и газа, при этом предусматривается утилизация природного свободного газа и попутного нефтяного газа (начиная с 2010 года) путем закачки в пласт (сайклинг - процесс). Для целей поддержания пластового давления (ППД) предусмотрена система заводнения продуктивных пластов (начиная с 2009 г.). Нефтяная часть месторождения разрабатывается, в основном, кустовым способом (16 новых кустовых площадок). Наклонно- направленное бурение скважин на кустовых площадках сокращает общую площадь отвода земель. Добываемая нефтегазовая смесь (нефть и попутный газ) сепарируются на дожимной насосной станции (ДНС) и установке подготовки нефти (УПН), после чего нефть транспортируется к трубопроводу Транснефти (ВСТО) посредством промежуточной насосной станции. Отделившийся в процессе сепарации газ утилизируется частично на собственные нужды (в качестве топливного газа), а основная часть попутного газа транспортируется на проектируемую установку комплексной подготовки газа (УКПГ) в составе газовой части разработки месторождения. Газовую часть месторождения разрабатывается одиночными скважинами (одной газодобывающей и двумя газонагнетательными), а также расконсервацией шести поисковых и разведочных скважин (пяти добывающих и одной нагнетательной). Добываемый газоконденсат направляется на УКПГ для выделения конденсата, осушки отделенного газа, а также его компримирования (в т.ч., попутного газа, поступившего от нефтяной части месторождения). Подготовленный на УКПГ осушенный газ после компримирования распределяется следующим образом: - газ в систему газонагнетания для поддержания пластового давления; - газ на электростанцию; - невостребованный осушенный газ направляются на факел высокого давления.

Система закачки осушенного газа (в том числе, попутного) в пласт, помимо соблюдения требований по рациональному использованию природных ресурсов, предназначена для повышения конденсатоотдачи.

Реализация утвержденных систем разработки: кустовая система воздействия с размещением скважин на расстоянии 25 м друг от друга. Некоторые скважины из числа добывающих при достижении высокой обводненности переведены в фонд нагнетательных. Для обеспечения нагнетательных скважин рабочим агентом (водой) предусмотрены водозаборные скважины.

По состоянию на 01.01.2016 г. накопленный отбор нефти составил 3643 тыс. т., конденсата 35,7 тыс. т. что составляет 31,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущая обводненность равна 23%. С начала разработки отобрано 4524,8 тыс. т. жидкости, накопленный водонефтяной фактор достиг значения 0,8 т/т.

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

В 2000 году добыча нефти и конденсата на трех месторождениях -- Ярактинском, Марковском и Даниловском -- составила всего 30 тысяч тонн. Спустя пять лет работы годовой объем добычи УВС увеличился до 160 тысяч тонн, а еще через пять лет, в 2010 году, ИНК добыла уже 650 тысяч тонн. По итогам 2013 года, добыча нефти и конденсата на месторождениях группы компаний ИНК составила 2,894 миллиона тонн.

В 2015 году на месторождениях ИНК добыто около 3,6 миллиона тонн УВС. Рост объемов добычи обусловлен наращиванием фонда скважин, внедрением передовых мировых технологий для повышения нефтеотдачи и постепенным вовлечением в производственный процесс других месторождений компании.

На рисунке 2.2.1 приведена динамика основных показателей разработки Ярактинского месторождения.

Рисунок 2.2.1 - Динамика основных показателей

Фонд скважин Ярактинского месторождения по состоянию на февраль 2016 года представлен в таблице 2.2.1

Таблица 2.2.1 - Структура фонда скважин на февраль 2016 г. Ярактинского месторождения

Тип скважин	Всего	Действующие	В освоении	В консервации	Ликвидированные
Добывающие	213	196	5	10	2
Нагнетательные	46	39	1	6	1
Водозаборные	32	28	2	2	0
Разведочные	6	5	1	0	0

В эксплуатации объекта участвуют 213 добывающих скважин и 46 нагнетательных. 49% фонда работают на один пласт, 38% - на два. Средний дебит нефти составляет 70 т/сут, жидкости - 86,1 т/сут, обводненность продукции - 23%. 87% фонда оборудованы ЭЦН, 13% - фонтанная эксплуатация.

Бездействующий фонд составляет 21 единица. В консервации, в основном, находятся высокообводненные скважины, расположенные в межконтурных зонах пластов и в непосредственной близи к нагнетательным скважинам и характеризующиеся большим объемом попутно добытой воды.

Распределение фонда добывающих скважин по дебитам и обводненности представлено на рисунке 2.2.2, а по накопленной добыче - на рисунке 2.2.3

Рисунок 2.2.2 - Распределение скважин по дебитам и обводненности

Рисунок 2.2.3 - Распределение скважин по накопленной добыче нефти



3. Специальная часть

3.1 Проблемы утилизации попутного нефтяного газа

На сегодняшний день одной из основных задач нефтегазового комплекса России является возможность рационального использования попутного нефтяного газа (ПНГ), при этом, сводя к минимуму количество сжигаемого газа, извлекаемого из пластов вместе с пластовой жидкостью. Ежегодно в России добывается около 61 млрд. мі ПНГ или 9,3% валовой добычи газа. месторождение нефтяной газ пласт

Из этого объема по факту сжигается порядка 15 млрд. мі ПНГ, что сравнимо с ежегодным потреблением газа в некоторых странах Европы. Большое количество сжигаемого ПНГ (более 24% от объема добычи) ставит Россию в число стран-аутсайдеров по этому показателю в мире (к примеру, в США данный показатель не превышает 3%).

Каждый год сжигание ПНГ приводит к неутешительным последствиям - в атмосферу поступает порядка 320 тыс. тонн загрязняющих веществ (СО2, окислы азота, сажа и пр.), что занимает долю 15% всех выбросов в нашей стране. Пагубному влиянию подвергается население близ лежащих к нефтедобывающим комплексам регионов: превышение предельно допустимой концентрации (ПДК) окиси азота и аммиака регистрируется на расстоянии до 15 км от факельных систем сжигания попутного газа.

Большой урон наносится экономике страны - попутный газ является не возобновляемым природным энергоресурсом и необходимым сырьем для химической промышленности. Как оценивает Министерство природных ресурсов РФ, вместе с ПНГ каждый год сжигается до 7 млн тонн этана, 4 млн тонн пропана.

Сжигание 1 млрд. мі ПНГ идентично потере товарной продукции на сумму 8,1 млрд. рублей, что приводит к ежегодным валовым экономическим убыткам вплоть до 139 млрд. рублей. Таким образом, сжигание попутного нефтяного газа приводит к значительному экологическому и экономическому ущербу. Стоит подчеркнуть, что ценные химические элементы, находящиеся в составе сжигаемого попутного газа не используются в качестве сырья для производства продуктов с высокой добавленной стоимостью.

На сегодняшний день нет механизмов по стимулированию переработки ПНГ - нынешние способы утилизации попутного газа позволяют использовать его как топливо для производства электроэнергии и тепла, что лишь незначительно снижает выбросы парниковых газов в атмосферу [2].

Анализируя опыт зарубежных и российских нефтегазовых компаний, а также научные исследования, разработан общий перечень путей использования ПНГ, который разделен на 2 группы - существующие (традиционные) способы и инновационные технологии:

Традиционные способы утилизации ПНГ:

а) закачка в нефтяной пласт для поддержания пластового давления; б) закачка в газовые хранилища;

в) обеспечение технологических нужд нефтепромысла; г) выработка электроэнергии - малая генерация;

д) продажа третьим лицам;

е) производство сухого отбензиненного газа (СОГ), широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ), и пр.

Инновационные технологии переработки:

а) преобразование попутного газа в синтетические топлива и другие углеводородные продукты (технология - gas to liquid, GTL);

б) переработка метанола, содержащегося в ПНГ, в смесь углеводородов бензиновой фракции (технология - methanol to gasoline, MTG). Определены ограничения реализации проектов утилизации попутного газа, которые объединены в следующие группы: технологические, инфраструктурные, экономические и институциональные.



3.2 Переработка ПНГ и ПГ

Результатом переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах является «сухой» газ, подобный природному, и продукт, называемый «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При выполнении более глубокой переработки номенклатура продуктов становится обширнее - газы (сухой газ, этан), сжиженные углеводородные газы (СУГ), пропан, бутан (ПБТ). Все это, так же как и ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Продукты переработки ПНГ обычно доставляются до потребителя по трубопроводу. Не стоит забывать, что доставка газа трубопроводом довольно опасна.

Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при не герметичностях в трубе пары будут стелиться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв, возникающий в облаке распыленного горючего вещества (так называемый «объемный») имеет повышенную разрушительную силу. Другие способы транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не имеют таких технических трудностей. СУГ доставляются в железнодорожных цистернах и так называемых «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм., речным (водным) и автомобильным транспортом.

В ближайшие пять лет ИНК планирует осуществить масштабное строительство производственных объектов, связанных с добычей, подготовкой, переработкой и компримированием газа, а также развитием инфраструктуры, обеспечивающей отгрузку покупателям полученной товарной продукции - пропана, бутана и стабильного газового конденсата.

На Ярактинском НГКМ Иркутская нефтяная компания осуществляет работы по освоению газовой части месторождения и выполняет строительство установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 3,6 млн. мі/сутки по сырью (УКПППНГ-3,6) для подготовки и извлечения из смеси природного и попутного нефтяного газа пропана, бутана и газового конденсата. Газовый конденсат, как товарный продукт, направляется в трубопровод «ВСТО». Смесь пропана и бутана техническая (СПБТ) транспортируется по продуктопроводу протяженностью 196,01 км от Ярактинского НГКМ через Марковское НГКМ до комплекса приема, хранения и отгрузки сниженных углеводородных газов (СУГ), строительство которого ИНК осуществляет в районе Толстого мыса г. Усть- Кута.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти представлен в таблице 3.2.2.

Продолжится освоение газовой части Ярактинского НГКМ. Объемы добычи, подготовки и переработки природного и попутного нефтяного газа возрастут до 15,6 млн м3/сутки. Дополнительно к УКПППНГ-3,6 на Ярактинском НГКМ планируется строительство еще двух УКПППНГ суммарной производительностью 12,0 млн. м3/сутки по сырью. Планируется начать освоение газовой части Марковского НГКМ и построить установку производительностью 6,0 млн. м3/сутки для подготовки и переработки газа данного месторождения.

Новые установки для подготовки и переработки газа на Ярактинском и Марковском НГКМ суммарной производительностью 18,0 млн. м3/сутки обеспечат подачу смеси пропана, бутана и газового конденсата - широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) - в продуктопровод для дальнейшей транспортировки в район Толстого мыса г. Усть-Кута. Для обеспечения фракционирования ШФЛУ с целью получения таких конечных продуктов, как пропан технический, бутан технический и стабильный газовый конденсат, в районе Толстого мыса г. Усть-Кута планируется строительство Усть-Кутского газоперерабатывающего завода (УКГПЗ).

С целью эффективного использования ресурсного потенциала, а в частности этана, содержание которого в добываемом газе достигает до 10%, ИНК изучает возможность строительства в районе Толстого мыса г. Усть-Кута Усть-Кутского завода полимеров (УКЗП), рассчитанного на производство линейного полиэтилена высокого давления - ЛПЭВД (LLDPE) и полиэтилена низкого давления - ПЭНД (HDPE). Плановый объем производства товарной продукции УКЗП - до 500 тыс тонн в год. При строительстве УКЗП планируется использовать самые современные и высокоэффективные технологии по пиролизу углеводородов и получению полиолефинов.

На одной площадке с УКЗП планируется строительство ТЭС установленной мощностью 70 МВт, которая обеспечит электроэнергией УКЗП. При координации действий правительства Иркутской области, органов местного самоуправления и ИНК возможно строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), продукция которого востребована не только на территории Иркутской области, но и на территории Республики Бурятия и Забайкальского края.

Панируемый объем добычи представлен в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Объем добычи на ЯНГКМ

Планируемые обьемы добычи на Ярактинском НГКМ
2015	2018	2021	2023	2025
Добыча сырой нефти (1000 метрических тонн)
2,712	2,900	2,577	1,842	1,193
Добыча природного газа (млн.м3)
412,8	386,1	425,5	417	408,7
Добыча попутного нефтяного газа (млн.м3)
455,7	487,2	432,9	309,5	200,4



Таблица 3.2.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Наименование	Нефтяная часть ярактинской пачки
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластова я нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	0,04	-	0,05	следы	0,03

Наименование	Нефтяная часть ярактинской пачки
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластова я нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Азот + редкие	1,9	-	2,11	следы	1,22
в т.ч. гелий	0,044	-	0,044	-	-
Метан	71,99	0,41	79,54	1,10	46,39
Этан	12,81	0,43	12,18	3,19	8,38
Пропан	7,32	0,98	4,52	5,77	5,05
Изобутан	1,23	0,45	0,46	1,63	0,95
Н. бутан	2,63	1,40	0,82	4,06	2,19
Изопентан	0,88	1,26	0,12	2,25	1,02
Н. пентан	0,88	1,59	0,15	2,47	1,13
Гексаны	0,32	2,00	0,04	2,12	0,92
Гептаны	-	-	0,01	-	-
Остаток(С8+высшие)	-	91,48	-	77,41	32,72
Молекулярная масса	-	230	-	202	97
Молекулярная масса остатка	-	245	-	245	245
Плотность:
газа, кг/м3	0,965	-	0,833	-	-
газа относительная (по воздуху)	0,801	-	0,691	-	-
нефти, г/см3	-	0,841	-	0,822	0,723

3.3 Использование ПНГ для выработки электроэнергии

На Ярактинском НГКМ в 2008 г. введена в эксплуатацию газопоршневая электростанция мощностью 7 МВт, по состоянию на 2015 г. мощность газопоршневой электростанции была увеличена до 70 МВт.

Данная установка предназначена для работы на попутном газе, при этом не требуется его предварительная очистка от сероводорода. Это позволяет утилизировать примерно 12600 тыс. м3 газа ежегодно, что составляет весомую часть от общего объема ПНГ, добываемого на Ярактинском НГКМ.

Газотурбинная установка (ГТУ) - это агрегат, в котором воздействующий на лопатки турбины поток газа, создает крутящий момент и вращает ротор, соединенный с генератором. Генератор в свою очередь вырабатывает электроэнергию. В основу устройства газотурбинного агрегата положен принцип модульности: ГТУ состоят из отдельных блоков, включая блок автоматики.

Преимущества газотурбинных электростанций:

Низкий уровень шума и вибраций. Этот показатель не превышает 80-85 дБ;

Небольшие габариты и вес позволяют разместить газотурбинную установку на малой площади, что приводит к существенной экономии средств. Существуют варианты крышного размещения газотурбинных электростанций малой мощности;

Возможность работы на различных видах газа позволяет использовать газотурбинный агрегат в любом производстве на самом экономически выгодном виде топлива;

Эксплуатация как в автономном режиме, так и параллельно с сетью;

Возможность работы в течение длительного времени при очень низких нагрузках, в том числе в режиме холостого хода;

Максимально допустимая перегрузка: 150% номинального тока в течение 1 минуты, 110% номинального тока в течение 2 часов;

Возможность системы генератора и возбудителя выдерживать не менее 300% номинального непрерывного тока генератора в течение 10 секунд в случае трехфазного симметричного короткого замыкания на клеммах генератора, тем самым, обеспечивая необходимое время для срабатывания селективных выключателей.

3.4 Использование ПНГ для обратной закачки в пласт

В продуктивных пластах, с высоким содержанием глинистых частиц, разбухающих при их смачивании пресной водой, нагнетание воды с целью ППД, как правило, неэффективно. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости. Это требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания.

Однако при таких условиях может оказаться эффективным закачка сухого углеводородного газа, который не взаимодействует с породой коллектора. Это позволяет получить технически приемлемые параметры процесса - высокую приемистость и низкое давление нагнетания.

С точки зрения затрат энергии использование газа в целях ППД - процесс в большей степени энергоемкий, нежели при использовании воды. Иначе говоря, для вытеснения одного и того же объема нефти необходимо затратить больше энергии на закачку газа, нежели на закачку воды.

3.5 Это объясняется двумя главными причинами

При закачке воды требуемое давление на забое определяется суммой давления на устье и гидростатического давления создаваемого столбом жидкости в скважине. При закачке газа, из-за того что его плотность во много раз меньше плотности воды, гидростатическое давление столба газа значительно меньше чем водяного (в 7-15 раз). По этой причине необходимое давление на забое приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давления нагнетания), как следствие возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

Газ, перед закачкой, вследствие его большой сжимаемости, необходимо сжать до забойного давления. На это требуется большое количество энергии. При закачке воды, из-за ее малой сжимаемости, энергия, требуемая на сжатие почти равна нулю. Кроме того, часть нагнетаемого УВ газа растворяется в пластовых условиях в нефти, отчего возрастает общий объем его закачки.

Поэтому ППД с использованием газа как рабочего агента не нашло широкого распространения и используется в основном на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Объем газа, необходимый для закачки в продуктивный пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, рассчитывается как сумма объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Рпл, Тпл).

Решение об осуществлении проекта по обратной закачке газа в пласт было принято при разработке программы по освоению Ярактинского НГКМ с учетом рационального использования минерально-сырьевой базы. Проектные работы по реализации данной программы начались в 2007 году, в практический этап проект вступил в 2009 году. Тогда была закуплена первая компрессорная установка мощностью 1 млн. м3 газа. Проект предусматривает дальнейший рост объёма закачки газа до 6 млн. м3 в сутки.

Проект, реализуемый Иркутской нефтяной компанией, уникален по своей сути. В промышленных объемах использование попутного и свободного газа в качестве рабочего агента для ППД в России ранее не применялась. Осуществление программы позволит поддерживать пластовое давление, при этом увеличив коэффициент извлечения конденсата на 22%. Проект по обратному закачиванию газа в продуктивный пласт преследует экологические цели: на месторождениях прекратится сверхнормативное сжигание ПНГ, что в итоге, снизит выбросы парниковых газов в атмосферу.

ПНГ подготавливается на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), затем осушенный газ компримируется, и его бомльшая часть закачивается обратно в пласт. Остальная часть осушенного газа используется на собственные нужды, направляется на энергокомплекс мощностью 70 МВт, обеспечивающий питание всех объектов месторождения, на котельную и технологические печи.

В 2012 году ИНК построила второй пусковой комплекс первой очереди УКПГ. При этом производительность установки возрасла до 3 млн кубических метров газа в сутки, из которых 500 тыс. кубометров придется на попутный нефтяной газ. К 2015 году объем ежесуточной закачки газа увеличился до 6 млн кубометров. На сегодняшний день компания утилизирует более 95% ПНГ и ПГ. Строительство второго пускового комплекса УКПГ позволила достичь совокупного сокращения выбросов парниковых газов более чем на 588 тыс. тонн. При полномасштабном развитии общие расчетные сокращения выбросов за 2013-2021 годы составят 8 млн 530 тонн эквивалента СО2.

На Ярактинском НГКМ производится закачка ПНГ и ПГ в пласт размере 900000 тыс. м3 в год, что составляет большую часть добываемого ПНГ и ПГ.

3.6 Анализ методов использования ПНГ на Ярактинском НГКМ

На основе систематизации опыта ООО «ИНК» установлено, что реализуемые проекты не позволяют полностью исключить сжигание ПНГ, но могут снизить образующийся в связи с этим экологический и экономический ущерб.

Использование ПНГ с целью получения электрической энергии: попутный нефтяной газ -- топливо высококалорийное и экологически чистое. Принимая во внимание большую энергоемкость добычи нефти, во всём мире существует практика использования ПНГ для выработки электрической энергии для промысловых нужд.

Положительные эффект применения:

Выполнение условий лицензионных соглашений по утилизации ПНГ;

Существенное снижение затрат на энергоснабжение;

Высокая экономическая эффективность и короткие сроки окупаемости;

Отсутствие существенных вложений по строительству ЛЭП и инженерных сетей для непрерывного снабжения электрической энергией новых месторождений;

Наименьшие потери от передачи энергии за счет ее выработки на месте. Недостатки применения:

Значительная концентрация вредных веществ в выхлопных газах, что требует использования катализаторов с высокой стоимостью. Вредные вещества в выхлопных газах появляются из-за сгорания моторного масла. Для уменьшения пагубного воздействия на окружающую среду электростанциям требуются высокие дымовые трубы;

Использование ПНГ с целью ППД (сайклинг-процесс). Положительные эффекты применения:

Поддерживать давление в пласте на необходимом уровне;

Увеличить добычу газа и конденсата;

Уменьшить или полностью исключить выбросы СО2;

Недостатки применения:

Значительные капитальные инвестиции в связи с необходимостью закупки специального оборудования при разработке месторождений с высокими пластовыми давлениями;

Снижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции;

Длительная консервация запасов газа.

Переработка ПНГ и ПГ Положительные эффект применения:

Получение сырья для химической промышленности;

Выполнение условий лицензионных соглашений по утилизации ПНГ;

Развитие газотранспортной инфраструктуры. Недостатки применения:

Высокие затраты, требующиеся на переработку ПНГ и ПГ.

При использовании всех вышеперечисленных методов сделаем следующие выводы.

На Ярактинском НКГМ проблема утилизации осушенного природного газа решается с помощью его использования в качестве рабочего агента для системы ППД (сайклинг-процесс)

Это не только увеличивает коэффициент извлечения углеводородов и позволяет поддерживать пластовое давление, но также сокращает выбросы парниковых газов в атмосферу. Являясь примером рационального природопользования, данный проект также позволяет сохранять метан в недрах для дальнейшего его использования в будущем.

Использование ПНГ для газонефтехимии может стать еще более актуальным. Это обусловлено рядом причин, таких как:

Увеличение значения газового фактора -- отношение объема извлечения ПНГ к объему извлечения нефти; потребность в более эффективном «безотходном» и глубоком использовании всей УВ цепочки, инновационного развития нефтегазового сектора, улучшением экономики в целом.

Развитие газонефтехимии, имеющей большой мультипликативный эффект для экономики, может способствовать импортозамещению, повышению энергоэффективности, снижению пагубного воздействия на окружающую среду и здоровье населения.

Суровые ограничения на сверхнормативное сжигание ПНГ на факельных установках способствовали формированию другого направления его применения -- использования ПГ для производства электроэнергии. С одной стороны, данное направление является оправданным, так как дает возможность получить значительный экономический эффект от побочного продукта нефтедобычи. С другой стороны, использование ПНГ для электрогенерации, по сути, является тем же сжиганием, в процессе которого уничтожается ценный ресурс. При этом негативное воздействие на окружающую среду и здоровье населения может быть даже выше в связи с более высокой концентрацией выбросов от данного вида использования ПНГ и близостью к среде обитания человека.



Заключение

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение одним из первых в Иркутской области введено в промышленную разработку. Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме песчано-глинистой толщи до поверхности фундамента были выделены под названием Ярактинская пачка.

Ярактинская пачка рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами, состоящая из двух пластов I и II, разделенных выдержанной по толщине аргиллитовой перемычкой, которая полностью может рассматриваться в качестве надежного экрана нижнего пласта. Залежь литологического типа, ограниченная с запада, севера и востока литологическим экраном.

Ярактинское месторождение характеризуется сложным, невыдержанным по площади и разрезу строением продуктивных пород.

В настоящее время в России нет выработанной концепции, которая позволяла бы решить проблему утилизации попутного нефтяного газа. Но законодатель требует 95% утилизации ПНГ. В настоящее время на Ярактинском НГКМ применяются следующие пути утилизации:

Использование ПНГ для выработки электроэнергии;

Использование ПНГ для обратной закачки в пласт (сайклинг-процесс);

Переработка ПНГ и ПГ.



Список сокращений

ВНР - вывод на режим

ВСП - вертикальное сейсмопрофилирование ВСТО - восточная Сибирь - Тихий океан ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГТМ - геолого технические мероприятия ГТУ - газотурбинная установка

ДМК - детальный механический каротаж ДНС - дожимная насосная станция

ЗБС - забуривание бокового ствола ИНК - Иркутская нефтяная компания КИН - коэффициент извлечения нефти

ЛНЭК - ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны ЛПЭВД - линейный полиэтилен высокого давления

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

НКГМ - нефтегазоконденсатное месторождение ОПЗ - обработка призабойной зоны

ПГ - попутный газ

ПНГ - попутный нефтяной газ

ППД - поддержание пластового давления ПЭД - погружной электродвигатель ПЭНД - полиэтилен низкого давления РГФ - ресгеолфонд

СПБТ - Смесь пропана и бутана техническая СПГ - сжиженный природный газ

СУГ - сжиженный углеводородный газ

ТКРС - текущий и капитальный ремонт скважин УКГПЗ - Усть-Кутский газоперерабатывающий завод УКЗП - Усть-Кутский завод полимеров

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

УКПППНГ - установка комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа

УПН - установка подготовки нефти

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов ЭЦН - электроцентробежный насос



Библиографический список

1. Гажула, С. В. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносности Сибирской платформы. Нефтегазовая геология. Теория и практика: учебник / С. В. Гажула. - Москва: Недра, 2008. - 458 с.

2. Иванова, Е. А. Утилизация попутного нефтяного газа -- основная проблема комплексного освоения нефтяных месторождений / Е. А. Иванова, Р. Р. Сафаров // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2005. - № 3. - С. 131-133.

3. Книжников, А. Ю. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России / А. Ю. Книжников, Н. Н. Пусенкова // Ежегодный обзор. - 2009. - № 1. - С. 57-61.

4. Коновальцева, Е. С. Нефтегазовая геология: учебник / Е. С. Коновальцева. - Москва: Недра, 2010. - 360 с.

5. Конторович, А. Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы: учебник / А. Э. Конторович, В. С. Сурков, А. А. Трофимук. - Москва: Недра, 1981. - 552 с.

6. Мельников, Н. В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции / Н. В. Мельников. - Москва: Недра, 1996. - 255 с.

Размещено на Allbest.ru

...