Газоконденсатные месторождения (ГКМ) Западной Сибири и полуострова Ямал в обозримой перспективе будут доминировать над газовыми (практически бесконденсатными) сеноманскими залежами [4, с. 100]. Теоретические работы ВНИИГАЗ и практическое применение на газоконденсатных промыслах во второй половине 1950-х годов показали, что низкотемпературная сепарация является единственной оптимальной технологией для извлечения ценных компонентов из природного газа газоконденсатных месторождений. При этом на эффективность технологии оказывают значительное влияние геолого-технологические данные и реализуемая технология НТС.

Промысловые и лабораторные исследования продукции скважин газовых промыслов Западной Сибири свидетельствуют об увеличении тяжелых компонентов в газе с ростом глубины залегания. Содержание углеводородов С₅₊ в газоконденсатных залежах может составлять: от 2…3 г/м³ (аптские залежи Бованенковского и Харасавэйского месторождений) до 80…150 г/м³ (валанжинские залежи Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др. месторождений) и 350 г/м³ и выше для ачимовских залежей Большого Уренгоя [4, с. 100].

Залежи ачимовских отложений находятся в жестких термобарических условиях: пластовые давления изменяются в пределах 57…61 МПа, температуры — 106…110 °С. Потенциальное содержание конденсата находится в пределах 286…319 г/м³ на газ сепарации, конденсатогазовый фактор по сырому конденсату — 413 см³/м³ (или 268,7 г/м³) [3, c. 91].

Значительным плюсом газоконденсатных месторождений НТПР Западной Сибири является практически полное отсутствие сероводорода в пластовом газе — его содержание в конденсатах ачимовских отложений составляет 0,025…0,028 % масс., а также низкое содержание азота и диоксида углерода — как правило не больше 1,5 и 0,5 % об. соответственно, что не оказывает существенного негативного влияния на проектирование систем разработки и обустройства газоконденсатных месторождений.

При разработке газоконденсатных месторождений было отмечено, что по мере истощения залежей и падении пластового давления через некоторое время после начала разработки состав добываемого флюида меняется, т. к. углеводородный конденсат выпадает в пласте (что также может быть связано с ошибками в принятой схеме разработки).

Например, по Заполярному месторождению содержание легких углеводородов (С₁-С₄) и неуглеводородных компонентов (N₂, CO₂) практически не изменилось за 10 лет разработки, а содержание тяжелых компонентов С₅₊ уменьшилось в 1,5 раза, и продолжает снижаться.

Данные по компонентному составу, пластовым, устьевым температурам, давлению, влагосодержанию используются на стадии проектирования разработки и обустройства газоконденсатных месторождений. Как правило, эти данные получают на стадии разведочного бурения.

Необходимо отметить, что при проектировании систем разработки и обустройства газоконденсатных месторождений очень важна информация по составу пластового газа объектов, участвующих в разработке, как минимум до С₁₀, что, однако, не всегда осуществимо на практике. При разработке залежей с высоким содержанием тяжелых углеводородов (парафинов прежде всего), необходима информация о составе пластового флюида до С₂₀, т. к. в таком случае возможны процессы выпадения конденсата в пластовых условиях и парафино- и гидратообразования в газосборных сетях.

Выбор технологии низкотемпературной подготовки газа должен основываться на детальном анализе параметров разработки месторождения, составе и конденсатосодержании пластового флюида, темпов отбора и параметров работы газосборных сетей, динамики изменения состава пластового флюида (в т. ч. изменение его влагосодержания) и других факторов.

Повышению эффективности технологии НТС в Надым-Пур-Тазовском регионе будет способствовать:

‒ подбор эффективного сепарационного оборудования и/или фильтров для предотвращения уноса капельной жидкости;

‒ уменьшение числа ступеней сепарации, что обеспечит больший выход жидкой фазы;

‒ поддержание давления конечной ступени сепарации при применении ТДА на уровне 5,5–6,5 МПа, для увеличения выхода компонентов С₃₊;

‒ поддержание оптимальной температуры процесса на конечной ступени сепарации, т. к. слишком низкая температура процесса способствует повышению уровня конденсации компонентов С₃-С₄, что приводит к их потере или дополнительным затратам на их последующее разделение и извлечение;

‒ повышение эффективности теплообменных процессов — использование рекуперативных теплообменников, теплоизоляция оборудования и т. п.;

‒ подбор оборудования и параметров процесса с учетом того, что по мере падения пластового давления содержание тяжелых компонентов в пластовом флюиде будет снижаться.

Литература:

1. Вяхирев Р. И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 880 с.
2. Бекиров Т. М., Лончаков Г. А. Технология обработки газа и конденсата. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. — 596 с.
3. Рыжов А. Е., Парфёнова Н. М., Григорьев Е. Б., Шафиев И. М., Орман М. М. Физико-химическая характеристика конденсатов ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А. Е. Рыжов [и др.] // Вести газовой науки. — 2013. — № 5 (16). — С. 91–98.
4. Прокопов А. В., Кубанов А. Н., Истомин В. А., Федулов Д. М., Цацулина Т. С. Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений / Прокопов А. В. [и др.] // Вести газовой науки. — 2015. — № 3 (23). — С. 100–108.