Сбор и. Сбор и подготовка скважинной продукции

• Название: Сбор и подготовка скважинной продукции
• Анкор: Сбор и
• Дата: 23.04.2022
• Размер: 3.83 Mb.
• Имя файла: sbor-i-podgotovka-skvazhinnoy-produkcii.doc
• Тип: Документы; #491699
• страница: 5 из 49

2.3. Перспективы развития добычи нефти и газа в Лугинецком нефтегазодобывающем районе

Одним из крупнейших нефтедобывающих районов ТО является Лугинецкий. С начала разработки Лугинецкого месторождения (1982 г.) – добыто 9.77 млн. т. нефти. В 1996 г. здесь добыто 0.987 млн. т. нефти или 14.5% от общей добычи нефти в ТО (табл.1.).

В районе сосредоточены значительные разведанные запасы свободного газа и в перспективе он будет не только нефте-, но и газодобывающим. Причем по уровню добычи газа он превзойдет добычу нефти и из нефтегазодобывающего превратится в газонефтедобывающий.

Лугинецкий нефтегазодобывающий (НГД) район располагается в центральной части ТО, S=34486 км². Административно эта территория находится в Парабельском (S=18717км²) и Каргасокском (S=15769 км²) районах.

Территория Лугинецкого НГД района уникальна по ряду особенностей, в том числе: стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от девона до валанжина; значительная концентрация ресурсов в палеозое, аналогов этому нет.

Сырьевая база нефтяной промышленности района: разведанные и подготовленные к разработке запасы нефти категории С₁=77.2 млн. т. Только одно нефтяное месторождение района – Лугинецкое – относится к классу средних и имеет начальные извлекаемые запасы 25.5 млн. т., что составляет 33% от всех запасов нефти на этой территории. Остальные месторождения относятся к классу мелких и имеют запасы до 5 млн. т: Урманское, Арчинское, Нижне-Табаганское и др.

На территории 40.6% разведанных запасов нефти вовлечены в разработку.

Таким образом, на территории Лугинецкого НГД района имеется достаточная сырьевая база на открытых месторождениях для поддержания на достигнутом уровне и даже некоторого роста добычи нефти. Но следует иметь в виду, что не введенные в разработку нефтяные и газонефтяные месторождения имеют небольшие по величине и трудноизвлекаемые запасы нефти.

По газу перспективы района выше: с завершением формирования газодобывающих промыслов, трубопроводного транспорта и всей инфраструктуры он будет крупнейшим газодобывающим районом на юге Западной Сибири.

Разведанные запасы свободного газа: 252.39 млрд. м³ – С₁;

21.59 млрд. м³ - С₂;

и конденсата: 30.595 млн. т. – С₁;

1.402 млн.т. - С₂.

Прогноз уровней добычи нефти и газа показан на рис.5,6. Предусматривается доведение добычи нефти на Лугинецком месторождении в 2000 г. до 1.1 млн. т. и удержание этого уровня до 2010 г.

Программа ввода месторождений в разработку (по степени их геологической изученности):

• 
  Первоочередные: Урманское, Арчинское и Нижнетабаганское;
  

• 
  В 1999 г.: Западно-Лугинецкое, Шингинское, возможно, Северо-Лугинецкое;
  

• 
  2000 г.: Северо-Останинское, Северо-Калиновое, Мыльджинское, Широтное и Пуглалымское.
  
• 
  2003 г.: Южно-Тамбаевское.
  

Ввод этих месторождений потребует построить до 400 км нефтепроводов. Вероятный диаметр: 219-500 мм).

Падение добычи в 96-97 гг. связано с обустройством Лугинецкого месторождения.

В 2000 г. – добыча составит 2.1 млн. т. по всему НГДУ.

В 2010 г. – 3.0 млн. т., что составит 76.3% от общей добычи по ОАО ТН.

До 1971 г. на территории деятельности НГДУ «Лугинецкнефть» было открыто 6 нефтяных и газовых месторождений, в т.ч. наиболее крупные: Мыльджинское – нефтегазоконденсатное и Лугинецкое – газоконденсатнонефтяное.

Эффективность работ по подготовке запасов нефти на территории деятельности НГДУ «ЛН» – следует признать низкой. Территория изучена крайне неравномерно. По строению месторождения Лугинецкого района относится к группе очень сложных с трудноизвлекаемыми запасами.

Нефть ТО сдается УМНЦС и поступает в Анжеро-Судженск, откуда направляется на Ачинский НПЗ.

Газ ТО в количестве  900 тыс. м³/сут поступает на Нижневартовский ГПЗ. В зимний период 90% газа с первой ступени сепарации идет на котельные Стрежевого. Газ со 2 и 3 ступени сепарации, как правило, сжигается на факелах, что ведет к потере углеводородов в количестве до 70 т/сут по «Стрежевойнефть». Проблема утилизации попутного газа не решена.

Всего за 1997 год на УПСВ, УПН обработано 32.156 млн. т. жидкости. На подготовку нефти израсходовано (включая предварительный сброс воды на месторождениях) 252.712 тонн реагента-деэмульгатора. Удельный расход деэмульгатора составил 22.75 г/т.

В течение 1997 года добыча нефти осуществлялась на Советском, Нижневартовском, Стрежевском, Малореченском, Чкаловском, Полуденном, Западно-Полуденном, Пылинском, Вахском, Северо-Вахском, Восточно-Вахском, Северном, Кошильском, Оленьем, Первомайском, Катыльгинском, Ломовом, Озерном, Западно-Катыльгинском, Северо-Оленьем, Лонтынь-Яхском, Лугинецком, Герасимовском, Западно-Останинском, Игольско-Таловом месторождениях.

В янвяре 1997 года введено в пробную эксплуатацию Онтонигайское месторождение.

Обводненность нефти на месторождениях продолжала возрастать и на конец года составила по ОАО «Томскнефть» ВНК 64.6% (весовых).

Подрядными организациями в течение ряда лет велись работы по строительству объектов инженерного обеспечения и вспомогательного назначения Лугинецкой компрессорной станции: газопровод «Лугинецкое-Парабель», инженерные сети «УПН-ГКС», ДНС-2 и т.д.

В течение 1997 года на Васюганском ЦПС работала нефтеперерабатывающая установка. За отчетный год выработано 28528 тонн дизельного топлива. На переработку принято 93226 тонн нефти, возвращено в товарную нефть бензиновой фракции и мазута в количестве 64049 тонн, для выработки дизтоплива израсходовано 29177 тонн нефти.

С мая 1997 года после решения вопроса финансирования, начато строительство нефтеперерабатывающей установки фирмы «Петрофак» на Советском ЦТП.

За 1997 год добыча попутного нефтяного газа составила 251.626 млн. м³, на Нижневартовский ГПЗ поставлено для переработки 64.080 млн. м³.

В 1997 году управлением по сбору и использованию природного газа эксплуатировались 4 газовые скважины на Северном месторождении. За год добыча природного газа Северного месторождения составила 72.48 млн. м³. Природный газ, пройдя подготовку на блоке сепараторов с дозатором ингибитора гидратообразования – метанола, подавался в газопровод «Вахская КС – Советский ЦТП». 44.8 млн. м³ природного газа поставлено на котельные города Стрежевого, 25.92 млн. м³ – на Нижневатровский ГПЗ.

В 1997 году началось строительство Лугинецкой компрессорной станции. Работы велись силами фирмы «Бейтман» (подрядчик фирма «Гамма»).