Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 [ 190 ] 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Таблица 5.12

Основные технологические показатели по рекомендуемому варианту

Таблица 5.13

Показатели по добыче конденсата по рекомендуемому варианту

Годы разработки

Отбор газа из пласта, млн. м

Расход энергетического газа, млн. м

Пластовое давление в

зоне дренирования,

Потенциальное содержание

добываемого газа (с учетом энергетического) среднегодовое

Условия сепарации после ДКС-ХСГС

давление, МПа

температура.

Технологические потери конденсата, г/м добываемого газа (с учетом энергетичес- кого)

в том числе унос С с газом сепарации

Добыча конденсата

г/м добываемого

газа (с учетом энергетического)

стабильного

нестабильного

стабильного

нестабильного

1998 1999 2000 2001 2002 2007 2012 2017 2022 2027 2032 2034

2090 2030 1940 Z700 2690 2670 2650 2630 2600 2530 1570 1350

500 500 500 200 200 200 200 200 200 200 200 200

3,45

3,37

2,37

1,85

1,71

42,71 42,70 42,32 50,08 50,54 50,14 49,69 48,55 45,57 50,98 57,13 59,68

4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0

-15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15

7,24

7,38

7,51

7,58

7,64

8,18

9,05

9,85

10,23

1009

9,94

9,91

7,18 7,32 7,45 7,52 7,58 8,11 8,98 9,77 10,14 10,0 9,85 9,82

35,47 35,32 34,81 42,5 42,9 41,96 40,64 38,70 35,34 40,89 47,19 49,77

70,29

68,64

66,57

80,81

81,25

74,51

64,67

56,24

48,43

56,2

67,1

71,74

91,867

89,36

84,937

123,25

123,981

120,425

115,824

109,521

98,952

111,63

83,526

77,143

182,06 17366 162,44 234,37 234,80 21384 184,33 159,16 135,60 153,42 118,76 111,19

2001 г. на СГПЗ предполагается ввести в эксплуатацию установку разделения газа производительностью 3 млрд. м/год, что обеспечит переработку промыслового газа ВНГКМ в полном объеме. Переработка нестабильного газового конденсата предусмотрена на действующей установке стабилизации путем ректификационного разделения.

5.4.3

Технико-экономическая оценка эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора

Экономическая оценка технологических вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ выполнена с целью выбора наиболее эффективной системы эксплуатации, отвечающей критерию максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пласта углеводородного сырья.

Прогноз уровней отборов пластового газа и нестабильного конденсата по базовому варианту разработки ВНГКМ на истощение (вариант 1) и по вариантам, предусматривающим закачку сухого тюменского газа в пласт, с учетом сроков эксплуатации месторождения (варианты 2, 3, 4), приведен в табл. 5.14.

Экономические расчеты выполнены по каждому году расчетного периода в текущих ценах на 01.01.91 г. и 01.01.98 г. с использованием соответствующих данному моменту времени исходных данных:

фактических цен на продукцию, затрат на эксплуатацию месторождения, транспорт и переработку углеводородного сырья;

ставок налогов и платежей, предусмотренных действующим законодательством, в местный, республиканский и федеральный бюджеты;

курса доллара США 5,96 руб.

Таблица 5.14

Добыча природного газа н нестабильного конденсата