Мыльджинское газоконденсатное месторождение

Обзор месторождения

Мыльджинское месторождение расположено в Каргасокском районе Томской
области, в 450 км к северо-западу от областного центра и в 70 км севернее разрабатываемого Лугинецкого месторождения. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются п. Мыльджино, расположенный в 30 км к северу от месторождения, и г. Кедровый в 110 км южнее месторождения.Мыльджинское месторождение открыто в 1964 г. Газоконденсатные залежи
приурочены к отложениям нижнего мела и верхней юры.
В 1999 году начата разработка первого эксплуатационного объекта (пласты Ю1),а в 2000 году–
второго (пласт Б10). На месторождении пробурено 101 скважина, из них:в эксплуатационном фонде-55 в контрольном фонде–2ликвидировано -39
Эксплуатационные скважины сосредоточены на 12 кустовых основаниях. Поконструкции вертикальные, наклонно-направленные и 5 горизонтально-направленных.
Дебиты скважин составляют от 10 до 500 тыс. м3/сут. Начальный конденсатный фактор свыше 100 г/м3. На скважинах ведется большой объем гидродинамических исследований.
На основании полученной за время ОПЭ геолого-геофизической и геолого-промысловой информации в 2003 году был выполнен пересчет балансовых и извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти Мыльджинского месторождения. Работа была выполнена ОАО «Тверьгеофизика».Сложно построенные юрские отложения первого эксплуатационного объекта разбиты малоамплитудными тектоническими нарушениями. Обоснована блоковая модель геологического строения месторождения (выделено 9 блоков).В каждом из блоков выделена самостоятельная залежь. Начальные запасы нефти, стоявшие ранее на балансе и сосредоточенные в нефтяной оторочке, отнесены к категории запасов непромышленного значения в связи с невозможностью самостоятельной их отработки. Мыльджинское месторождение из нефтегазоконденсатных переведено в газоконденсатное.

В 2006 и 2008 году выполнялись оперативные пересчеты запасов по отдельным
пластам на 3-х блоках. В настоящее время разработка месторождения ведется на основании «Технологической схемы разработки Мыльджинского газоконденсатного месторождения»
выполненного в 2005 году. Автор работ ООО «ВНИИгаз». В разработке находятся два объекта эксплуатации группа пластов Ю1+2(I эксплуатационный объект) и пласт Б10(II эксплуатационный
объект). Залежи пластов Б8 и Б16-20 в настоящее время не разрабатываются и являются возвратными. Оценка степени вовлечения запасов Мыльджинского месторождения в разработку показала, что наиболее полно отрабатывается пласт Б10, где вовлечено в разработку 98% запасов углеводородов. Запасы углеводородов юрских отложений вовлечены в разработку на 70 %. Менее всего отрабатывались запасы I и II блоков.

В марте 2004 года добыт 15-й млрд м³ газа.

28 августа 2007 года «Востокгазпром» ввёл в эксплуатацию новую дожимную компрессорную станцию (ДКС), которая позволит поддерживать объёмы добычи газа на месторождении на уровне 3 миллиардов кубометров в год и повысить надёжность газоснабжения потребителей Томской, Кемеровской, Омской, Новосибирской областей и Алтайского края.

В июле 2008 года на Мыльджинском месторождении введена в эксплуатацию колонна отдувки метанола. Новое оборудование позволяет существенно сократить расход метанола и снизить затраты на его приобретение. Ввод колонны отдувки в эксплуатацию стал первым положительным опытом использования подобного оборудования среди предприятий нефтегазового комплекса России.

В октябре 2012 года проведена реконструкция коммерческого узла учета газа Мыльджинского месторождения.

В 2014 году ввода в эксплуатацию вторая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС) на Мыльджинском НГКМ.

В 2015 году на установке комплексной подготовке газа и конденсата (УКПГиК) Мыльджинского месторождения внедрена технология охлаждения газа с использованием турбодетандерных компрессорных агрегатов.

В 2018 году завершена реконструкция установки комплексной подготовки газа и конденсата Мыльджинского месторождения.