| 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. | |
| Добыча газа, всего | млн.м3/год | ||
| Сдача товарного газа | млн.м3/год | ||
| Сброс пластовой и конденсированной воды | тыс.м3/год | - | |
| Бурение скважин на газ | шт | - | |
| Содержание Н2S: в сыром газе в товарном газе Содержание СО2: в сыром газе в товарном газе | % объемн. | - - 0,21 0,19 | |
| Конденсатный фактор, Пластовый В газе сепарации в товарном газе | г/м3 г/м3 г/м3 | 61,5 | |
| Пластовые Давление температура | МПа К | 21,9-21,35 | |
| Сдача нестабильного конденсата | тыс.т /год | ||
| Сдача стабильного конденсата | тыс.т /год |
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 | 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 |
Дата добавления: 2015-07-12; просмотров: 428 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Происхождение нашего нигилизма | | | Общая характеристика пластовой газоконденсатной системы. |