Технологическая схема месторождения газа

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Схемы внутрипромыслового сбора газа

При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую (рис. 8.1).

Название схемы сбора обусловливается конфигурацией газосборного коллектора.

При этих схемах сбора и внутрипромыслового транспорта газа каждая скважина имеет цельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т.д.).

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных параллельно газопроводам, направляется на ГСП.

Конфигурация газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и размещения добывающих скважин, числа газоносныхпластов, состава газа в них, методов промысловой обработки газа и способов замера его объема.

Линейный коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

1. Промысловое оборудование установлено на большой территории.

2. Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

3. Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.

4. Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическимрежимом работы скважин и прискважинного оборудования.

5. Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа — УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС).

Число газосборных пунктов па месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах от 24 до 25.

При большом числе газосборных пунктов число общепромысловых газосборных коллекторов может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте на промысловом газосборном пункте (ПГСП) или головных сооружениях. Если поток газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число головных сооружений может соответствовать числу направлений. Числоскважин, подключаемых к газосборному пункту, достигает иногда 25 и зависит от схемы размещения скважин и от ихдебитов. Как правило, это число не превышает 1012.

При промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизованная.

Если окончательная подготовка газа проводится на газосборных пунктах, система называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.

При централизованной системе на газосборных пунктах осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Окончательная подготовка его, а также подготовка углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производятся на головных сооружениях.

На чисто газовых месторождениях, как правило, применяется централизованная система.

Децентрализованную систему используют для высокопродуктивных скважин (1,52 млн. м3/сут) или когда транспорт необработанного газа затруднен, образуются гидраты, выпадает конденсат и т. д.

На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность газосборных пунктов составляет 1015 млн. м3/сут, скважины высокодебитные, а для обработки газа применяют низкотемпературную сепарацию, используют деценрализованную систему сбора газа. Эта система используется также на месторождениях с большими запасами газа, пластовые давления которых обеспечивают длительный срок работы установок НТС.

В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно выбирать централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.

Для окончательного выбора системы обработки газа должны быть выполнены технико-экономические расчеты двух вариантов схем: централизованного и децентрализованного. Если показатели расчетов будут равноценными, то предпочитается централизованная система.

Источник статьи: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/614-skhemy-vnutripromyslovogo-sbora-gaza

Проектирование разработки газовых месторождений

Проектирование разработки газовых месторождений представляет собой процесс исследования, формирования, обоснования и выбора оптимального варианта системы разработки, способной обеспечить рентабельность инвестиций в освоение газового месторождения при соблюдении условий рационального недропользования и экологической безопасности.

Проектирование разработки состоит из ряда этапов.

Содержание

Этапы проектирования

Технико-экономическое обоснование

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) представляет собой проектный документ, обосновывающий целесообразность освоения месторождения, и состоит из следующих элементов:

• определение целей проекта;
• прогноз внешних условий его реализации;
• установление возможных ограничений;
• составление различных вариантов технологических схем и технических решений;
• оценка сравнительной экономической эффективности;
• оценка побочных социальных и экологических последствий реализации проекта;
• суммарная комплексная оценка проекта и присущей ему степени инвестиционного риска и надёжности полученных оценок.

На основе ТЭО наиболее приемлемый вариант принимается для детальной проектной проработки и утверждается в виде «Технического задания на составление технологического проекта разработки».

Технологическая схема разработки

Технологическая схема разработки — это комплекс технологических и технических решений по реализации системы разработки, который характеризуется определённой структурой природно-технологического комплекса и проектными технологическими показателями разработки.

Проект пробной эксплуатации

Проект пробной эксплуатации определяет задачи, порядок проведения и технологические показатели эксплуатации одной или нескольких скважин, расположенных на опытных участках или полигонах месторождения. Целью проведения пробной эксплуатации является получение геолого-технологической информации, необходимой для составления проекта разработки, а также промыслово-экспериментальной проверки новых технологий и техники.

Проект опытно-промышленной эксплуатации

Проект опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) представляет собой геотехнологический проект, составляемый на первой стадии проектирования для ускорения промышленного освоения месторождения путём сочетания задач промышленной разведки и поставки товарной продукции. Одновременно с первой очередью технологической схемы разработки проводится комплекс геолого-геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов с целью уточнения геометрических (морфологических) характеристик объекта, коллекторских свойств пласта, запасов газа, активности водоносного бассейна, продуктивности скважин и их добычных возможностей, определения эффективности различных методов интенсификации притока газа к скважине, оценки эффективности различных технических решений. Как правило, проект ОПЭ составляется на 3-5 лет. Результаты ОПЭ служат основой для составления проекта промышленной разработки.

Технологический проект разработки

Технологический проект разработки определяет рациональную систему разработки объектов и концептуально техническую систему, обеспечивающую рентабельные поставки товарной продукции.

Проект промышленной разработки

Проект промышленной разработки является геотехнологическим проектом полного развития системы разработки на периоды постоянной и падающей добычи. Он включает оценки вариантов использования объекта разработки для других технологических целей (таких как перевод в подземное хранилище газа и др.), а также рекомендации по использованию остаточных запасов низконапорного газа после завершения промышленной разработки. Применительно к проектированию разработки газоконденсатных месторождений это означает оценку целесообразности применения вторичных методов разработки. Проект может корректироваться в будущем в ходе авторского надзора или по результатам анализов разработки.

Проект обустройства месторождения

Проект обустройства месторождения представляет собой совокупность технологического и технического проектов системы добычи, сбора и промысловой подготовки газа и конденсата. Данные проекты составляются для реализации ранее принятого геотехнологического проекта разработки.

Проекты реконструкции и модернизации

Проекты реконструкции и модернизации системы разработки включают анализ причин отклонения фактических показателей от проектных, анализ фактической эффективности систем, результатов финансовой деятельности недропользователей.

Компьютерные технологии

Для проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений широко применяется трехмерное геолого-технологическое моделирование, что позволяет учесть максимальное количество факторов. Полученная модель в дальнейшем используется недропользователем в процессе эксплуатации месторождения.

В России

Крупнейшими проектными институтами России, осуществляющими проектирование разработки газовых месторождений, являются дочерние общества ОАО «Газпром» — ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Литература

Зотов Г. А. Проектирование разработки месторождений природного газа // Российская газовая энциклопедия / Гл. ред. Вяхирев Р. И.. — Москва: Большая Российская энциклопедия, 2004. — С. 362-363 . — ISBN 5852703273.

Источник статьи: http://wiki2.info/%D0%9F%D1%80%D0%BE%D0%B5%D0%BA%D1%82%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5_%D1%80%D0%B0%D0%B7%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D1%85_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B9

Виды месторождений, технологические схемы добычи газа и конденсата. Налоговые правонарушения, выявляемые в ходе анализа технологических схем эксплуатации месторождений.

Количество просмотров 10614

В настоящее время выделяют 3 основных типа месторождений углеводородного сырья зависимости от видов содержащихся в них полезных ископаемых. Упрощенная классификация, построенная по принципу «вид содержащегося полезного ископаемого – тип месторождения», выглядит следующим образом:

1) Газовое месторождение – газовая залежь или совокупность газовых залежей, приуроченных к общему участку поверхности и подчиненных единой тектонической структуре. В разрезе многозалежного месторождения на одной площади имеется несколько газовых залежей, расположенных одна под другой на разной глубине. Газовые месторождения разрабатываются без поддержания давления, на естественном режиме. Чисто газовые месторождения имеют в составе газа 94-99% метана и незначительное количество этана, пропана; более тяжелые углеводороды присутствуют в виде следов. В газе газовых месторождений могут наблюдаться примеси CO2, N2, H2S, He. Пример газового месторождения – Медвежье (лицензия ООО «Надымгазпром»);

2) Газоконденсатное месторождение (ГКМ) – газоконденсатная залежь или несколько залежей — газоконденсатных или газоконденсатных + газовых, приуроченных к общему участку поверхности и единой тектонической структуре. Некоторые залежи могут сопровождаться нефтяными оторочками непромышленного значения. В случае многозалежных газоконденсатных месторождений в верхней части разреза, как правило, находятся скопления газа, практически не содержащие газового конденсата (газовые залежи). Состав пластового газа в различных ГКМ сильно варьируется. Обычно, основным компонентом большинства таких месторождений является метан (70-90 об.%).. Кроме того, в пластовом газе содержатся тяжелые углеводороды (от C5H12 до C20H42), сероводород, азот, углекислый газ, гелий. В конденсатах многопластовых месторождений сверху вниз по разрезу обычно уменьшается доля метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов. В процессе разработки газоконденсатных месторождений может существенно меняться фазовое состояние пластовых смесей и, как следствие этого, состав добываемого газа. Если в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, месторождение может разрабатываться как обычное газовое.

3) Газонефтеконденсатное месторождение — газонефтеконденсатная залежь либо комбинация газоконденсатных и нефтяных залежей, последние — в виде самостоятельных скоплений или крупных оторочек промышленного значения. Возможны несколько вариантов разработки газонефтеконденсатных месторождений:

• отбор в начальный период эксплуатации только нефти (в этом случае надолго консервируется газовая часть месторождения);
• отбор главным образом газа (при этом могут происходить потери нефти вследствие разгазирования и заполнения нефтью пор, ранее занятых газом);
• одновременный отбор нефти и газа.

Как правило, наиболее рациональным является одновременный отбор всех полезных ископаемых с применением сайклинг-процесса

Следует отметить, что при эксплуатации того или иного месторождения углеводородного сырья извлечение полезных ископаемых производится из конкретных залежей. Тип залежи может не совпадать с типом месторождения (если только речь не идет об однозалежном месторождении, т.е. месторождении, состоящем из одной залежи). Так, например, Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение является многозалежным, в котором верхняя залежь (сеноманская) – чисто газовая, из которой добывается только природный горючий газ, а глубокая залежь – неокомская, является нефтегазоконденсатной.

Разработка и эксплуатация месторождений ведется на основании Проекта разработки, который обычно составляется научно-исследовательскими организациями на основании данных разведки, исследования скважин и запасов газа, утвержденных Государственной комиссией по запасам (ГКЗ).

В процессе разработки разрабатываются конкретные залежи месторождения, в случае если месторождение многозалежевое на разработку каждой залежи составляется отдельный проект разработки.

С типами разрабатываемых залежей связаны и технологии, применяемые при промысловой подготовке извлекаемого сырья, поэтому хотелось бы описать типы залежей более подробно:

Газовая залежь — естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород. Размеры газовой залежи от нескольких десятков тысяч куб. м до нескольких трлн. куб. м газа.

Газоконденсатная залежь (ГКЗ) – единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высокомолекулярные компоненты. К газоконденсатным залежам относят залежи газа с содержанием конденсата (показатель конденсатности) не ниже 5-10 г/куб. м. По источнику жидких углеводородов выделяют первичные ГКЗ, образованные без участия нефтяных скоплений, и вторичные, формирующиеся за счет испарения части нефтяной смеси.

Газонефтеконденсатная залежь – залежь, содержащая газоконденсатную шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Состоит из двух термодинамических равновесных фаз: газообразной и жидкой (нефть). По сравнению с газоконденсатной залежью газовая фаза газонефтеконденсатной залежи отличается более высоким содержанием конденсата. Конденсат и нефти такой залежи близки по своему углеводородному составу.

Определение типа месторождения и вида, добываемых из него полезных ископаемых является ключевым моментом для определения объекта налогообложения в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых.

Технологические схемы эксплуатации месторождений.

Технологические схемы, применяемые при эксплуатации месторождений, устанавливаются проектом разработки. Принципы, применяемые при добыче газа и конденсата, в большинстве случаев одинаковы и выглядят следующим образом:

Технологическая схема разработки и промысловой подготовки на газовом месторождении (залежи):
— газ из скважин по системе шлейфов и коллекторов поступает на Установку комплексной подготовки газа;
— на УКПГ газ проходит 2 стадии подготовки, а именно: очистку от механических примесей и осушку;
— далее газ очищенный и осушенный газ, доведенный до ОСТа, подается в магистральный газопровод для транспортировки потребителю;

В ряде случаев отмечается наличие газового конденсата в газовых (сеноманских) залежах и газовых месторождениях в количествах не превышающих 1 г./м3. Однако, несмотря на относительно малое содержание при больших объемах добычи природного газа это приводит к значительному извлечению газового конденсата. Например, на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении за 2005 год из недр, таким образом, было извлечено более 2000 тонн нестабильного газового конденсата.

На данный факт следует обращать пристальное внимание при проведении проверки, поскольку газовый конденсат, извлекаемый из газа при его осушке, в большинстве случаев не учитывается налогоплательщиками как добытое полезное ископаемого. Помимо налоговых последствий факт извлечения газового конденсата из газовых месторождений влечет за собой нарушение законодательства «О недрах» поскольку организации в нарушение «Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых…» не производят постановку на учет в государственном балансе полезных ископаемых газового конденсата Сеноманских залежей. Необходимо отметить, что по итогам проверки ООО «Ямбурггаздобыча» Обществом на этапе рассмотрения возражений на акт выездной налоговой проверки была произведена постановка на государственный баланс «Сеноманского конденсата»

Каким образом можно установить выделяется ли конденсат при разработке газовых залежей?

В большинстве случаев, данный факт предусмотрен проектом разработки, однако применительно к Заполярному нефтегазоконденсатному месторождению данный факт был установлен только после детального изучения проектной документации на Установки комплексной подготовки газа, проведения опросов технического персонала месторождения и осмотров самих Установок комплексной подготовки газа.

Технологическая схема разработки и промысловой подготовки на газоконденсатном месторождении (залежи):
— газожидкостная смесь по системе коллекторов и шлейфов скважин подается на УКПГ;
— далее газожидкостная смесь проходит через сепаратор, где происходит разделение природного газа и жидкости, а так же первичная очистка от механических примесей;
— после сепаратора газ подается сначала на установки осушки для доведения до ОСТа, а затем в магистральный газопровод;
— жидкость после первичного сепаратора поступает на установки низкотемпературной сепарации, где из нее удаляется вода и остаток природного газа;
— газовый конденсат далее направляется либо на переработку, либо реализуется;

Основной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что учет количества добытого полезного ископаемого ведется на выходе из установок комплексной подготовки газа. То есть уже после того, как произошло разделение газожидкостной смеси на входящие в ее состав компоненты.

Поскольку количество выделяемого на промысловой стадии подготовки газового конденсата зависит от пластового давления, то в период падающей добычи и низкого пластового давления происходит не полное извлечение газового конденсата из природного газа, что в свою очередь приводит к тому, что значительные объемы газового конденсата для целей налога на добычу полезных ископаемых учитываются в составе природного газа, что в свою очередь приводит к неуплате налога, основанной на том, что по природному газу ставка налога составляет 147 руб./1000м3, а по газовому конденсату 17,5% от цены реализации. Рассмотрим пример:
— по данным декларации Обществом добыто 1 000 000 тыс. м3 газа., уплачен налог в сумме 147 млн. руб.;
— по данным паспортов качества на добытый газ:
Массовое содержание тяжелых углеводородов в нем составило 12 г./м3, процентное содержание тяжелых углеводородов составило 0,41 %об.
Цена реализации газового конденсата за период составляла 1000 руб./тонна.
Пересчитываем количество газового конденсата, содержащегося в газе из единиц объема в единицы массы. В единицах массы в составе природного газа было учтено (1 000 000 000 м3*0,000012 тонн/м3 ) 12 000 тонн газового конденсата, объем которого составил 4 100 тыс. м3. Таким образом, газовый конденсат в составе природного газа был обложен налогом на добычу полезных ископаемых в сумме (4 100 тыс. м3* 147 руб.) 602 700 руб.
При цене реализации конденсата в 1000 руб./тонна сумма налога подлежащего в бюджет составит 12 000 * 1000 *17,5% = 2 100 000 руб.

Детальная проверка правильности исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых невозможно без детального изучения всех факторов влияющих на процессы добычи.

Источник статьи: http://blogfiscal.ru/?p=5963