Главная страница
Контакты

    Главная страница


Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

Скачать 312.22 Kb.



Скачать 312.22 Kb.
Дата25.09.2017
Размер312.22 Kb.

Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении


Введение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в непосредственной близости города Оренбурга на западном крыле южной части Уральских гор, южнее реки Урал.

Юг - сторона света противоположная северу, совпадает с направлением на южный полюс. В ряде славянских языков южную сторону называют полуденной, так как в средних и полярных широтах северного полушария в астрономический полдень Солнце находится на юге.

Исторически считающейся границей между Европой и Азией. Оренбург - город с населением более 500 тысяч человек и находится примерно 1300 км к восток юго-восток от г. Москвы.

Основное Оренбургское месторождение было открыто в 1966 г., и экстенсивно осваивалось предприятиями бывшего СССР.

Постсоветское пространство, также известное как республики бывшего Союза ССР, страны СНГ и Прибалтики или ближнее зарубежье (в отличие от зарубежья дальнего - стран, никогда не входивших в СССР), - все независимые государства, которые вышли из состава Советского Союза во время и после его распада в 1991 году.

Восточный участок Оренбургского месторождения был разведан, но не разрабатывался в такой степени, как основное месторождение. К 1992 году всего на восточном участке месторождения было пробурено 64 разведочных скважин, 38 из них были опробованы. План разработки восточного участка месторождения был выполнен за последние годы с применением современной технологии бурения и переработки.

В дальнейшем необходимо пробурить ряд скважин с освоением соответствующих объектов по сбору, переработки и перекачиванию с целью транспортировки нефтегазового и газового конденсата на существующие объекта «Оренбурггазпрома» с целью дальнейшей переработки и сбыта.

Газовый конденсат - смесь жидких углеводородов, конденсирующихся из природных газов.

Первая оценочная скважина (№155) была пробурена в 1994 году. В настоящее время в пределах лицензионного участка проекта существует 45 эксплуатационных скважин (42 - нефтяные и 3 газовые).

Данный проект предполагает дополнительный проект бурения скважин, строительство системы сбора, установки подготовки нефти и газа, а также трубопроводов для их подачи на существующие производственные объекты «Оренбурггазпрома» для дальнейшей переработки и транспортировки.

1. ТЕХНИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Геологическая характеристика месторождения

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших месторождений и занимает важное место в системе газоснабжения страны.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Оренбургского, Илецкого, Переволоцкого районов Оренбургской области, в непосредственной близости от областного центра - города Оренбурга. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение поделено на 11 УКПГ.

Северный контур месторождения проходит через южную окраину областного центра. На площади месторождения находятся несколько сел. Месторождение пересекает железнодорожная магистраль Москва - Ташкент.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урал.

Оренбу́ргская область - субъект Российской Федерации. Область была образована 7 декабря 1934 года путём выделения из Средневолжского края, в период с 1938 по 1957 годы называлась Чка́ловской о́бластью.

Долина Доли́на (речная) - отрицательная, линейно вытянутая форма рельефа с однообразным падением. Образуется обычно в результате эрозионной деятельности текучей воды. Речная вода, смывая берега и подошву, образует речную долину.

Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в Северном направлении. Правый склон долины более крутой и изрезан балками и оврагами. Через всю площадь с востока на запад протекает река Урал. Климат резко- континентальный. Средняя максимальная температура 300С, минимальная - 300С. За год выпадает до 400 мм осадков. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на площади 143835 га, из них на пашню приходится около 80 %.

Артинско - среднекаменноугольная залежь (основаная)

Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1975 года начался период подающей добычи. Выработка балансовых запасов газа составляет 50 % конденсата 31% .

Разработка месторождения велась по проектам разработки выполненым институтам «ВНИИГаз» (1974, 1981гг.), «ВолгоУралНИПИгаз» (1986, 1990гг.).

В первые годы разработки геологическое строение основной залежи Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение описывалось массивной модулью с повсеместной распрастраненной подстилающей нефтяной оторочкой, надежно экранирующей газоконденсатную залеж от водонапорного бассейна.

В последствии, уточнение геологической модели привело к выделению трех эксплуатационных объектов - артинского, сакмаро - ассельского и карбона, соответствующими разделами, которые, строго говоря не являлись газогидродинамическими экранами.

1.2 Стратиграфия

Началом освоения Оренбургского месторождения явилась работа первой геофизической экспедиции в 1952 году. Через 10 лет планомерных исследований был выявлен Оренбургский вал. Первый газовый фонтан был получен из пермско-каменноугольных карбонатных отложений в зоне УКПГ -2. Общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет 5000 - 5500 метров. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторождения на две части, надсолевую и подсолевую.

Газо-нефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Выше лежащие соленосные образования кунгура и надсолевые терригенные отложения Перми и меказаноя практического интереса не представляет. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (-25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи.

Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для ГНК минус 1715-1750(м), для ВНК минус 1735-1784(м).

Тип залежи - массивно - пластовый. В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блокпласт, в свою очередь, представляет собой переслаивание проницаемых и плотных прослоек. Особенно прослеживаются два интервала большой толщины, представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина 40-45м) и в ассельско - верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина 70-80м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:

I. объект - включает отложения Сакмарского яруса;

II. объект - нижняя часть Сакмарского яруса и верхняя толщина ассельского яруса;

III. объект - нижняя часть верхнего карбоната и отложения среднего карбоната.

Первый раздел между 1 и 2 объектами (R1) приурочен к верхней толщи Сакмарского яруса. Второй раздел между 2 и 3 объектами (R2) включает нижнюю часть ассельского яруса и часть верхнего карбона.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане Оренбургское месторождение приурочено к Оренбургскому валу, который представляет собой крупное широтное поднятие. Приуроченная к северной краевой части крупного тектонического элемента (Соль - Илецкий выступ), рассматриваемая структура постоянно ( вероятнее всего, начиная с башкирского времени) обрастала биогермными постройками.

Обособление Оренбургского вала, как самостоятельного структурного элемента произошло в результате регионального наклона всей поверхности Соль-Илецкого выступа на Юг, в сторону Прикаспийской впадины. До этого Соль-Илецкий выступ представлял собой единую, крупную структуру.

Оренбургский вал имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до 20 км.

По кровле артинской карбонатной толще структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) за счет оконтуривания изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части.

На севере, где поднятие контролируется крутым (100 - 150)

флексурообразным крылом, отметки достигают минус 1800-1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующимся погружением не более 1,50 - 2,00, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 - на западе, минус 1780 (м) - в центре и минус 1825 - на востоке.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта. Амплитуда в районе Западного купола (относительное северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия по III объекту, имеет размеры 40х13 км и амплитуду 280 м, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия.

В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны минус 1230 - 1240 м. Амплитуда купола достигает почти

500 м.

На востоке, Центральный купол отделяется от Восточного купола неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580 - 1590 м).

В центральной части абсолютные отметки куполов меняются от плюс 30 м до минус 150 м, а на востоке - от плюс 100 до минус 200 м. В прогибах и впадинах отметки понижаются до минус 700 - 1000 м и даже до минус

1500 м.

В пределах площадки выделяются ещё три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км по малой оси. Амплитуды их 20-100 м.

Таковы основные черты строения (по нижнепермским карбонатным образованиям) структуры Оренбургского месторождения.

1.4 Литологическая характеристика

В эффективной мощности I объекта преобладают тонко поровые известняки. В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины платы, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-200 и достигают иногда более 150 м.

ІI объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхне каменноугольные отложения. От I объекта он отделяется плотными породами раздела R1. Раздел R1 включает пачку плотных пород, начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 (м). Общая толщина II объекта практически такая же, что и у I объекта: чаще всего 100-120 м.

III объект включает в себя отложения верхнего и частично среднего карбона. Он развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.

От II объекта III объект отделяется плотными породами разделами R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 метров.

В пределах толщи раздела R2, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми, в этом случае проницаемые пропластки толщи, сливаясь с объектом II, становятся составной частью последнего.

Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатами анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, поровых, каверновых, трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.

В целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфатизация пород.

В карбонатном разрезе Оренбургского газоконденсатного месторождения к настоящему времени выявлено три самостоятельных газоконденсатных залежи различных типов:

1. Залежь в известняках визейско-башкирского возраста, гипсометрически самая нижняя, горизонтальная. Относится к типу литологически ограниченных, установлена в восточной части Оренбургского вала. Залежь расположена на глубине от 1945 м до 2175 м пластовое давление 21,8-24,7 МПа. Содержание сероводорода в газе 0,5-2,9 %;

2. Основная газоконденсатная залежь приурочена к мощной карбонатной толще артинско-среднекаменноугольного возраста. Она уникальна по размерам. В пределах контура газоносности площадь газоносности составляет около 1400 км2 (по изогипсе 1750м имеет размеры 105х20 км). Этаж газоносности в центральной части залежи (район УКПГ-7) достигает 525 м, в западной части 275 м, в восточной 280 м. Начальное средневзвешенное давление в залежи составляло 20,49 МПа. Начальное пластовое давление по зоне составило 19,7 МПа, что несколько ниже начального пластового давления по всему месторождению. Пластовая температура 300С. Залежь уникальна по составу газа: помимо гомологов метана, в ней присутствуют кислые компоненты, в частности, сероводород, содержание которого изменяется по площади. На центральном участке залежи содержание H2S 1,3-1,7% объемных долей, на востоке возрастает до 4-5% объемных долей. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (20м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи;

3. Филипповская залежь приурочена к отложениям «плойчатых доломитов», залегающих в низах филипповского горизонта кунгура в 25-30м. над кровлей основной газоконденсатной залежи. Залежь относится к пластоволитологическому типу. Продуктивные отложения представлены коллекторами только в западной части месторождения, а в центральной и в восточной частях замещаются плотными породами. Площадь газоносности филипповской залежи около 1100 км, мощность пласта не превышает 20 м, а средневзвешенное давление 19,75 МПа. Залежь подстилается нефтяной оторочкой. Покрышкой для залежи служит гидрохимическая толща кункурского возраста. Пластовая температура 290 С. Среднее содержание сероводорода в пластовом газе 1,98% объемных.

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разновидностей известняков.

1.5 Минералогический состав пород

Изучение минералогического состава пород толщи велось по большим шлифам с использованием данных спектральных и рентгено - минералогических анализов пород.

Продуктивная толща артинско - среднекаменноугольного возраста сложена, в основном, чистыми известняками 96%. Доломиты в среднем около 1% разреза, нерастворимый известняк 0,8 -0,9% и сульфиты около 2%. В карбонатной пачке артинского яруса по данным 870 анализов из 19 скважин Оренбургского НГКМ доломиты встречены очень редко. Доломиты известняковые встречаются чаще, но их содержание небольшое. В сложении сакмарского яруса основную роль играют чистые известняки. Породы ассельского яруса почти по всему месторождению сложены чистыми известняками. В отложениях верхнего карбона доломиты встречены крайне редко, а каширский горизонт доломитов не имеет. В таблице 1.1. показано процентное содержание кальцитов и доломитов в породах.

Таблица 1.1.

Название породы

Содержание, %

Кальцит

Доломит

Известняк

100-80

0-20

Известняк доломитовый

80-50

20-50

Доломит известняковый

50-20

50-80

Доломит

0-20

80-100

Содержание ангидридов в разрезе продуктивной толщи неравномерно по площади и разрезу. Количеству ангидрида в породах убывает от артинского яруса (3,56% карбонатной пачки) до каширского горизонта (0,04%). По генезису ангидрида как первичного, так и вторичного происхождения.

Гипсы в разрезе продуктивной толщи установлены только в артинском и сакмарском ярусах, но ввиду низкого содержания их влияние на выделение коллекторов не учитывается.

1.6 Устойчивость пород к разрушению

Устойчивость горных пород к разрушению в призабойной зоне зависит от: глубины и условий залегания пласта, воздействие бокового и горного давлений, физико - механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др. Находясь на больших глубинах, коллектора испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин.

Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике на столько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.

Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможна, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истинной характеристики пород практически невыполним.

Условная градация пород по величине градиентов давления, вызывающих разрушение (по А.А. Шахназарову), следующая:

1. Неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,0005 МПа /см2.

2. Слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа /см2.

3. Среднеустойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа /см2.

4. Устойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления свыше 0,15 МПа /см2.

Газоносные коллектора УКПГ -7 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение при забойной зоны. Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Очевидно, это происходит из-за превышения допустимой депрессии на пласт.

1.7 Емкостные и фильтрационные свойства залежи

На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное. Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными, как по площади месторождения, так и по разрезу, коллекторскими свойствами.

По внешнему виду газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно - серых и черных известняков с прослоями доломитизированных известняков и доломитов мощностью 1-2 м. Прослои глин мощностью 1-1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по размеру встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин.

Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковидных пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 метров. Мощность пород массивной структуры от 2-х до 30 метров. Песчаниковидные породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 метров.

В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушняковых песчаниковых часто достигает 60-80 метров.

Весьма характерно для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделение пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины, заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход из одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором, обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.

Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.

Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 метров). В продуктивной толще ОНГКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:

Поровый;

Кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);

Низко поровый (порово-трещиноватый);

Трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.

Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.

Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью содержащей запасы пластового флюида является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6%, нижний предел проницаемости принят 0,1 * 10-15 м2. Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 -0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35% от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.

К трещиноватому типу коллекторов относится остальная часть основной залежи, газонасыщенность принята равной 1, средний коэффициент пористости принят равным 0,004.

По результатам геофизических исследований определены фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Карбонатные отложения артинского яруса: m = 1,7-13,6%; газонасыщенность 0,15-0,75; общая мощность 75м; эффективная мощность 12м.

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются: m = 1,3-8,0%; газонасыщенность 0,24-0,7.

Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского возраста характеризуется: : m = 2,5-15,7%; газонасыщенность 0,36-0,83; общая мощность 57м.

Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется: m = 1,1-11,6%; газонасыщенность 0,36-0,84.

Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются: m = 1-13,8%; газонасыщенность 0,32-0,9; общая мощность 57м.

Сочетание геологических факторов: детальное изучение линотипов пород по разрезу и корреляции по площади; неравномерность распределения пластового давления, широкое варьирование продуктивности, неравномерность отработки по этапу газоносности позволило определить, что фильтрационно - емкостные характеристики слагающих отложений различны по разрезу залежи.

Разные продуктивные характеристики объектов требуют индивидуальные подходы к вопросам интенсификации добычи газа.

Характеристика эксплуатационных объектов ОГКМ показана в таблице 1.2

Таблица 1.2.

№ п/п

Параметры

I объект

II объект

III объект

1

Площадь, км2

1215

728

463

2

Пористость, %

123

12,6

11,4

3

Проницаемость, * 10-15м

2,3

15,0

20,5

4

Общая мощность, м

75,5

57,0

121,4

5

Эффективная мощность, м

12,3

23,2

34,0

По вертикали можно выделить, следующие карбонатные отложения артинского яруса приведены ниже:

Коэффициент пористости, % - 1,7 - 1

Проницаемость, * 10-15м - 0,1 - 2,7

Газонасыщенность - 0,15 - 0,75

Общая мощность, м - 75

Эффективная мощность, м - 12

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются:

Коэффициент пористости, % - 1,3 - 8,0

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,025 - 4

Газонасыщенность - 0,24 - 0,7

Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского яруса характеризуется:

Коэффициент пористости, % - 2,5 - 15,7

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,05 - 47,5

Газонасыщенность - 0,36 - 0,83

Общая мощность, м - 57

Эффективная мощность, м - 23,2

Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется:

Коэффициент пористости, % - 1,1 - 11,6

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,035 - 16,7

Газонасыщенность - 0,36 - 0,84

Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются:

Коэффициент пористости, % - 1 - 13,8

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,1 - 53,8

Газонасыщенность - 0,32 - 0,9

Общая мощность, м - 57

Продуктивные худшие свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Как следствие скважины, работающие, на эти отложения имеют низкие дебиты при высокой депрессии.

Включение доломитов и сульфитов артинских отложений приурочены как к уплотненным пропласткам, так и к пластам коллекторам. В интервалах повышенной сульфатности пород отмечается и значительная доломитность.

Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку.

Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Более лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин тоже выше.

1.8 Сведения о составе и свойствах газа и конденсата

Оренбургское нефтеконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м3), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.

Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды - метан - CH4, этан - C2H6, пропан - C3H8, бутан - C4H10 и растворённые в этих углеводородах C5 в - тяжёлые углеводороды.

Уникальность Оренбургского газа, несмотря на сложности освоения месторождения из-за высокого содержания сероводорода, позволила обосновать экономическую эффективность строительства газового комплекса, центральной частью которого является Оренбургский газоперерабатывающий завод.

Оренбургский газоперерабатывающий завод Оренбургский газоперерабатывающий завод - крупнейший в мире газохимический комплекс. Был построен в сотрудничестве с Францией (во Франции есть аналог такого завода). В составе завода имеется 9 установок по выпуску товарного газа, семь установок по выпуску газовой серы, три установки по стабилизации конденсата.

На ОГПЗ при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты. Позже введён в эксплуатацию гелиевый завод, получающий гелий для оборонной промышленности России.

Метан, этан и этилен (C2H6) при нормальных условиях (Р=0,1 МПа и Т=273 К) являются нормальными газами. Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилены (C4H8) при атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов. Углеводороды, начиная с i - C5H12 при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входят 18 и более атомов углерода, расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твёрдом состоянии.

Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов.

В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:

- I объект - 64 г/м3;

- II и III объекты 72 г/м3

Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н2S - 1,46 - 1,48% объёмных отмечается в западной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ - 14 и УКПГ - 15. Наибольшее содержание сероводорода в восточной части 2,24-4,48% объёмных в зоне УКПГ - 10.

Содержание Н2S изменилось по зонам:

- на западе 1,46-1,68% об.

- в центральной части 2,15-2,42%об.

- на востоке 4,45-4,69% об.

Содержание CO2 изменялось по зонам пропорционально содержанию Н2S:

- на западе 0,52-0,62% об.

- в центральной части 0,79-1,65%об.

- на востоке 0,54-0,59% об.

Содержание N2 уменьшилось по зонам:

- на западе 5,34-5,83% об.

- в центральной части 4,72-5,86%об.

- на востоке 2,50-4,90% об.

Начальное содержание высококипящих углеводородов C5H12 в в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ -10 принято как одинаковое и равное 113,6 см3/м3 (76 г/м3).

Давление начала конденсации равно начальному Рпл.=20,6 МПа

Пластовая температура 310С

Дебиты скважин от 60 до 1500 тыс. м3/сут.

Поток сырого газа, содержащий углеводородный конденсат, пластовую воду, механические примеси, метанол, ингибитор коррозии подаётся на УКПГ. Температура газа, поступающего на технологические установки 00-100 С.

Газоконденсатные исследования на УКПГ-7 проведены с применением методики масштабных газоконденсатных исследований внедрённой на ОНГКМ в 1983 году на сепарационном оборудовании УКПГ-7. Кроме того, ведётся постоянный контроль за качеством продукции, уходящей с УКПГ. Каждые сутки отбираются пробы добываемой газоконденсатной смеси, газа и конденсата, один раз в неделю делается контрольный отбор проб. Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин месторождения (по годам) представлен в таблице 1.3.

Таблица 1.3.

Год

Состав в мольных долях, %

CH4

C2H6

C3H8

i=C4H10

n- C4H10

C5 в

N2

H2S

CO2

1974

83,76

3,87

1,66

0,32

0,62

1,82

5,56

1,76

0,63

1988

84,43

3,9

1,65

0,30

0,59

1,15

5,63

1,71

0,64

1992

84,81

4,06

1,64

0,29

0,56

0,62

5,73

1,65

0,64

1997

85,12

4,15

1,64

0,27

0,54

0,29

5,75

1,61

0,63

2000

84,7

4,32

1,82

0,3

0,59

0,64

5,28

1,72

0,60

В результате разработки месторождения состав добываемого газа со временем изменился. Как видно из таблицы текущий состав газа становится легче. Количество метана CH4 увеличилось с 83,76% до 85,12% на 1,36%. Количество тяжёлых углеводородов C5 в снизилось с 1,82% до 0,29%, разница составляет 1,53% или в 6,2 раза меньше от начального состава. Соответственно содержание конденсата в добываемой пластовой смеси снизилось с 72,08 до 11,6 г/м3.

1.9 Расчёт основных параметров газа

Пластовые флюиды Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и неуглеводородных компонентов. Природные газы в пластовых условиях насыщенны парами воды, концентрация которых зависит от состава газа и воды, давления и температуры.

Основными параметрами природных газов являются:

- Средняя молекулярная масса смеси;

- Плотность смеси;

- Плотность смеси при стандартных условиях;

- Псевдокритическая температура смеси;

- Псевдокритическое давление смеси;

- Приведённое давление смеси;

- Приведённая температура смеси;

- Коэффициент сверхсжимаемости смеси;

- Вязкость;

- Влажность;

- Теплоёмкость;

- Теплопроводность;

- Коэффициент Джоуля-Томпсона

Все эти параметры имеют определяющее значение при проведении расчётов, так как каждый из параметров меняется в зависимости от состава газа, давления, температуры и других параметров, а расчётные формулы очень трудоёмки в обработке.

Исходные данные для расчёта параметров газа

Компоненты

Метан

CH4

Этан

C2H6

Пропан

C3H8

n-Бутан

n-C4H10

i-Бутан

i-C4H10

n-Пентан

n-C5H12

i-Пентан

i-C5H12

Углек. газ

CO2

Сероводород

H2S

Азот

N2

Воздух

Xi

0,851

0,042

0,016

0,005

0,003

0,003

0,006

0,016

0,058

gi

0,729

0,067

0,039

0,017

0,008

0,011

0

0,015

0,029

0,086

0

Mi

16,04

30,07

44,09

58,12

58,12

72,15

72,15

44,01

34,08

28,02

28,96

C при 0,1013 МПа и 00 С

0,022

0,222

0,022

0,022

0,022

00,021

00,021

00,022

00,022

0,022

0,024

с при 0,1013 Мпа И 273К

0,717

1,356

2,01

2,668

2,703

3,457

3,457

1,977

1,539

1,25

1,2928

с при 0,1013 Мпа И 293К

0,668

1,263

1,872

2,486

2,518

3,221

3,221

1,842

1,434

1,165

1,2046

с в жид. сост. При tкип

416

546

585

582

600

625

637

сотн по Возд.

0,555

1,038

1,523

2,007

2,007

2,488

2,488

1,52

1,19

0,967

1

Vв газ. Фазе после испар.ж.привед.К 273,15К

442,1

311,1

272,9

229,4

237,5

204,6

206,6

19,27

24,89

R

521

278

189

143

143

115

115

189

245

297

288

Ср при 275,15К

2220

1729

1560

1490

1490

1450

1450

778,4

1012

960

0,2397

Cv при 275,15К

1690

1430

1350

1315

1315

1290

1290

598,8

768

708

0,1712

Коэфф.д ин.вяз. При 0,1013 МПа и 273 К

1,0258

1Е-05

9,4Е-06

8Е-06

7,5Е- 6

8Е-06

6,21Е-06

6,36Е-06

1Е-05

1Е-05

1,7Е-05

1,7Е-05

Ацентр. фактор

0,01

0,099

0,152

0,02

0,185

0,254

0,222

0,42

0,1

0,04

Уд.объём газа при 0,1013 МПа и 273К

1400

0,746

0,51

0,385

0,385

0,321

0,321

0,506

0,65

132,4

Скрит

162

210

225,5

232,5

225,2

469,7

460,4

132,9

373,6

126,3

37,2

Ткр (К)

190,6

305,4

369,8

425,2

408,1

460,4

460,4

304,2

373,6

126,3

Vкр (м3/кг)

0,006

0,005

0,004

0,004

0,004

0,269

0,269

0,028

Крит. молярн. Объём (м3/моль)

99,5

148

200

263

255

345

345

91,5

Крит. коэфф. Сверхсжи маемости

0,29

0,285

0,277

0,283

0,274

5,769

5,769

3,681

Параметры потенциалов

140

236

206

217

208

269

269

190

343

91,5

78,6

Плотность газа известного состава определяется по формуле:

n

с = ? xi * сi (1.1.)

i = 1

где xi - объемное (молярное) содержание отдельных компонентов, %;

сi - плотность газа отдельных компонентов, кг/м3.

Относительная плотность газа по воздуху определяется по формуле:

с = с / св (1.2.)

где св = 1,205 кг/м3 - плотность воздуха.

Молекулярная масса пластового газа определяется по формуле:

n

М = ? хi * Мi (1.3.)

i = 1

где Мi - молекулярная масса отдельных компонентов, кг / кмоль.

Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:

n

Р n.кр = ? хi * Ркр.i (1.4.)

i = 1

где Ркр.i - критическое давление отдельных компонентов, МПа.

Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:

n

Т n.кр = ? хi * Ткр.i (1.5.)

i = 1

где Ткр.i - критическая температура отдельных компонентов, К.

Фактор ацентричности молекул определяется по формуле:

n

щ = ? хi * щi (1.6.)

i = 1

где щi - фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Газовая постоянная определяется по формуле:

n

R = ? хi * Ri (1.7.)

i = 1

где Ri - газовая постоянная отдельных компонентов,м/ 0С.

Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:

Рпр = Р / Рп.кр (1.8.)

где Р - фактическое давление, МПа.

Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:

Тпр = Т / Тп.кр (1.9.)

где Т - фактическая температура, К.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПО УКПГ -12

Таблица 1.4.

Компоненты

Хi

Mi

Хi * Mi

Gi

Хi Ткр

Хi Ркр

Хi сi

Хi Ri

Хi щi

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

CH4

84,6

16,04

13,5698

0,7132

161,205

3,9719

0,5651

44,79

0,0088

C2H6

4,3

30,07

1,2930

0,0679

13,1334

0,2139

0,0543

1,21

0,0042

C3H8

1,84

44,09

0,8112

0,0427

6,8046

0,0797

0,0344

0,35

0,0028

nC4H10

0,53

58,12

0,3080

0,0162

2,2533

0,0205

0,0134

0,08

0,0001

iC4H10

0,32

52,12

0,1667

0,0088

1,3060

0,0119

0,0080

0,05

0,0006

nC5H12

0,18

72,15

0,1298

0,0068

0,8453

0,0062

0,0058

0,02

0,0005

i C5H12

0,20

72,15

0,1443

0,0076

0,9207

0,0068

0,0064

0,02

0,0004

C6H14

0,14

86,18

0,1206

0,0063

0,7103

0,0043

0,0050

0,01

0,0004

C7H16

0,11

100,2

0,1102

0,0058

0,5941

0,0031

0,0047

0,01

0,0004

H2 S

1,6

34,08

0,5452

0,0286

5,9776

0,1469

0,023

0,39

0,0016

N2

5,59

28,02

1,5663

0,0824

7,0579

0,1937

0,065

1,69

0,0022

СО2

0,59

44,01

0,2596

0,0137

1,7947

0,0444

0,011

0,11

0,0014

?

100

637,23

19,0247

1,0000

202,603

4,7033

0,796

48,73

0,0234

М = 19,0247

Ткр = 202,6 0К

Ркр = 4,703 МПа

сr = 0,796

с = 0,66

R =48,73 м/град 0С

щ = 0,0234

Рпр = 19,16 / 4,703 = 4,07

Тпр = 306 / 202,6 = 1,51

Расчет изменения коэффициентов сверхсжимаемости до 2010г.

Таблица 1.5.

Год

Рпл

Рпр

В

А

Z

2003

6,5

1,3719624

0,06872985

0,2172613

0,868825

2004

6,3

1,3297482

0,06661508

0,2105764

0,872186

2005

6,1

1,2875339

0,06450032

0,2038914

0,8756

2006

5,9

1,2453197

0,06238555

0,1972064

0,879066

2007

5,7

1,2031055

0,06027079

0,1905215

0,882584

2008

5,5

1,1608913

0,05815602

0,1838365

0,886152

2009

5,3

1,118677

0,05604126

0,1771515

0,889768

2010

5,1

1,0764628

0,05392649

0,1704666

0,893433

Расчет изменения вязкости, теплоемкости и коэффициента Джоуля - Томпсона

Таблица 1.6.

год

Р,МПа

м(р,т),МПа *С

d Cp

Cp,кДж/кгК

f (Di)

Di, К/МПа

2003

6,5

0,01039

0,45254229

1,927095

0,96291752

1,1325262

2004

6,3

0,0009813

0,43861791

1,913171

0,96591473

1,1443197

2005

6,1

0,009235

0,42469353

1,899246

0,96891194

1,1562861

2006

5,9

0,008658

0,41076915

1,885322

0,97190915

1,1684293

2007

5,7

0,008081

0,39684478

1,871398

0,97490636

1,1807532

2008

5,5

0,007504

0,3829204

1,857473

0,97790357

1,1932619

2009

5,3

0,006927

0,36899602

1,843549

0,98090078

1,2059595

2010

5,1

0,006349

0,35507164

1,829624

0,98389799

1,2188504

1.10 Запасы газа и конденсата

Основные параметры продуктивной толщи Оренбургского месторождения были определены на основе обширного материала, полученного в результате геологоразведочных работ, геофизических и промысловых исследований и представлены в отчетах по подсчету запасов газа.

Материалы подсчета запасов газа Оренбургского НГКМ пересматривались ГКЗ СССР четыре раза.

Первый раз утверждены 5 марта 1969 года по данным 2-х разведочных скважин и составили по:

CH4 -211.6 млрд. м3; С2Н6 -682,5 млрд. м3

Всего запасы утверждены в количестве 894,1 млрд. м3 .

Второй раз, запасы газа утверждены 9 марта 1971 года, по результатам опробования 61 разведочных и 6 эксплуатационных скважин и составили 1660,3 млрд. м3 .

Третий пересчет был выполнен Оренбургским территориальным геологическим управлением по данным 107 разведочных скважин и 150 эксплуатационных скважин 1974 году, к утверждению в ГКЗ представлены запасы газа в объеме 3775 млрд. м3 .

После переработки ГКЗ утвердила запасы газа в объеме 1702 млрд. м3 .

Столь большие расхождения в запасах газа свидетельствуют о недостаточной изученности ОНГКМ, это обусловлено сложностью геологического строения, зональной и слоистой неоднородностью слагающих продуктивных отложений.

Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 19979 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром». Утвержденные запасы составили:

- сырого газа- 1815 млрд.м3;

- сухого газа - 1781 млрд.м3;

- конденсата -137,240 млн.т;

- извлекаемого конденсата - 96,736 млн.т;

принятый коэффициент извлечения - 0,71.

Дренируемые запасы по зонам УКПГ и по Оренбургскому нефтегазоконденсатному месторождению в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

Как сумма удельных (объемов) дренируемых запасов скважин;

По зависимости переведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объема) отбора.

В первом и во втором случаях расчет ведется по последнему прямолинейному участку. По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м3 до 1595 млрд.м3 .

За последние 6-8 лет суммарные дренируемые запасы по всему месторождению возросли на более чем 100 млрд.м3. Рост дренируемых запасов в год составил от 5 до 15 млрд.м3 в год. Это происходит за счет вовлечения в разработку не дренируемых объемов западной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. В центральной части месторождения дренируемые запасы практически неизменны и оценены 1020-1100 млрд.м3.

Установки комплексной подготовки газа начали вводится в эксплуатацию с апреля 1974 года. В 1975 году добыча газа составила 6,09 млрд.м3 и на этом уровне стабильно сохранялось в течении 9 лет. Максимальный уровень добычи - 6,4 млрд.м3 - получен в 1979 году. С вводом дожимной компрессорной станции в октябре 1985 года добыча оставалась на уровне 5,7 млрд.м3 в течение 5 лет до 1990 года, затем добыча начала снижаться на 0,3 - 0,5 млрд.м3 в год.

Для увеличения дренируемых запасов пробурены наклонные скважины- 7056, 7045, 7028, 7021. С 1991 по 1995 г.г. введено 7 скважин, эксплуатационный фонд достиг 72 скважин.

В сентябре 1985 года УКПГ подключены к ДКС. В результате добыча сохранялась в течение 5 лет, удельный выход конденсата увеличился в течении 1,5 лет с 37,5 до 43,6 г/м3, затем снова начал падать по 4-5 г/м3 в год. Давление на БВН снизилось в первый год на 1,3 МПа, а затем снижалось на 0,6-0,3 МПа в год. Годовой объем воды возрос в первый год на 20%, максимально увеличился в 2,4 раза в 1989 году (90,4 тыс.м3 /год). По мере снижения производительности скважин и добыча воды. На 01.01.96г. она составила 49,4 тыс.м3 в год. В настоящее время давление на БВН 2,7 МПа, в газопроводе 2,5-2,6 МПа, то есть, исчерпан перепад давления, планируется ввод второй ступени дожимной компрессорной станции.

На 01.04.2003г. пластовое давление по УКПГ-12 составило 6,65 МПа, годовой темп снижения давления 0,2 МПа. За год отобрано 2,24 млрд.м3 газа, 18,098 тыс.т конденсата. С начала эксплуатации отобрано 136,23 млрд.м3, что составляет 66,8 % от балансовых запасов. Среднесуточный дебит газа составляет 114 тыс.м3/сут.

Уточним запасы газа методом падения пластового давления (табл. 1.7, рис. 4). В результате обработки в зависимости Р/Z-f (Qдоб.) получаем запасы 198 млрд.м3.

Таблица 1.7

Год

Рпл.,МПа

Qдоб, млрд.м3

Р/Z, МПа

1974

19,64

3,85

25,0

1975

18,79

9,94

24,0

1976

18,1

15,77

23,1

1977

17,47

21,87

22,3

1978

16,52

28,1

21,1

1979

15,93

34,5

20,4

1980

15,4

40,55

19,7

1981

14,99

46,7

19,1

1982

14,59

52,8

18,6

1983

13,94

58,95

17,7

1984

13,38

64,75

16,9

1985

13,14

70,34

16,6

1986

12,43

75,96

15,6

1987

11,91

81,69

14,9

1988

11,21

87,4

13,9

1989

10,87

93,02

13,4

1990

10,38

98,09

12,7

1991

9,72

102,85

11,8

1992

9,54

107,1

11,6

1993

9,3

110,91

11,2

1994

8,87

114,36

10,6

1995

8,6

117,57

10,3

1996

8,3

120,56

9,9

1997

8

123,5

9,5

1998

7,7

126,3

9,1

1999

7,4

129

8,7

2000

7,1

131,5

8,3

2001

7

134,1

8,1

2002

6,7

136,7

7,74

2003

6,5

139,3

7,48

1.11 Газоконденсатная характеристика залежи

для определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирование разработки и обустройства месторождения, переработки конденсата и контроля за разработкой, проводят исследования скважин на газоконденсатность. При промысловых и лабораторных исследованиях на газоконденсатность изучаются:

- составы пластового и добываемого газов и их изменения в процессе

- физико - химические свойства газа и конденсата

- фазовое состояние газоконденсатной смеси.

Промысловые исследования скважин на газоконденсатность проводятся в настоящее время с помощью:

- сепараторов, изготовленных самими предприятиями;

- контрольных сепараторов, входящих в состав УКПГ;

- малогабаритных сепараторных установок типа «Конденсат -2»;

- передвижных установок типа «Порта -Тест».

В период разведки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения были проведены исследования на 8 скважинах расположенных равномерно по всей площади месторождения. По результатам этих исследований были определены:

- состав пластового газа, плотность, коэффициент сжимаемости;

- критические параметры газа;

- потенциальное содержание углеводородов, С5 в - 76 г/м3;

- плотность стабильного конденсата, рк = 705 кг/м3;

- объемный коэффициент усадки нестабильного конденсата Ку =0,62;

- выход конденсата при одно - и двухступенчатой сепарации.

Результаты исследований при одноступенчатой сепарации.

Таблица 1.8

Выход конденсата,см3/м3

Температура , 0С

Давление, МПа

4,0

6,0

7,5

9,0

нестабильного

-10

125

143

138

123

стабильного

-10

82

91

82

70

нестабильного

0

115

132

127

116

стабильного

0

75

81

75

63

нестабильного

10

107

120

177

107

стабильного

10

67

73

67

58

Результаты исследований при двухступенчатой сепарации.

Таблица 1.9

Давление сепарации, МПа

Температура сепарации, 0С

Выход конденсата

1 ступень

2 ступень

1ст.

2ст.

1ст.

2ст.

См3/м3

г/ м3

См3/м3

г/ м3

11,0

6,8

8,0

-18

100

60-42

57

34-23

По результатам исследований было установлено, что конденсатность основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения неодинакова, и уменьшается снизу вверх по разрезу от 76,3 г/ м3 до 64 г/ м3 . Характерной особенностью залегания пластового газа является неравномерность распределения углеводородных и неуглеводородных компонентов.

В 1975 году были проведены исследования на газоконденсатность УКПГ - 2,6,7. Этими исследованиями было установлено, что начальное потенциальное содержание конденсата несколько ниже и равно 73,6. г/ м3.

После введения в разработку второй очереди (УКПГ-3,8,9) в1976 году были проведены исследования больших потоков газа и конденсата по отдельным УКПГ и скважинам, обслуживающим участки месторождения с различными пластовыми давлениями.

Исследования показали, что разница в пластовых давлениях по скважинам и УКПГ составляет 3,0 МПа, это и определило различия в потенциальных содержаниях конденсата в пластовом газе по площади месторождении (63,5 г/м - 73,6 г/м).

Анализ газов, прошедших сепарацию, позволило определить, что в отсепарированном газе остаточная концентрация углеводородов С5 в находится в пределах 0,22 -0,37% мол., что соответствует среднему содержанию С5 в, равному 9 г/м3. Исследования, проведенные на УКПГ-9, показали, что имело место унос конденсата из сепаратора.

В 1977 году проводились исследования по определению выхода стабильного конденсата и потенциального содержания углеводородов С5 в в пластовом газе месторождения с целью уточнения прогнозного изменения потенциального содержания конденсата. Если в 1976 году указанные определения проводились с использованием технологических ниток промысла, то в 1977 году для этих целей были исследованы замерные сепараторы, смонтированные на каждом УКПГ.

На первом этапе исследований изучалось пропускная способность замерных (контрольных) сепараторов на УКПГ -2 (скважины 108, 139). Исследования проводились сотрудниками газоконденсатной лаборатории совместно с работниками ЦНИПРа ПО «Оренбурггадобыча».

Пластовые давления в этих скважинах на 01.0.1977г. соответственно равнялись 18,9 МПа и 18,5 МПа. Скважина 108 работала из интервала 1426-1464 м, скважина 139 -из интервала 1623-1803 м.

В процессе исследования изменяли дебиты газа, и измеряли выход конденсата. Результаты исследований приведены в таблице 1.10.

Таблица 1.10.

№ скваж.

Давление в сепараторе, МПа

Дебит газа, тыс.м3/ч

Выход конденсата

сырого

стабильного

См3/м3

См3/м3

г/м3

139

11,8

26

81

49

35

13

125

75

54

11

125

75

84

139

10,8

30

88

53

38

14

130

79

57

108

11,8

24

73

44

31

14

106

64

46

14

106

64

46

1.12 Характеристика водоносного бассейна и активность краевых и подошвенных вод

Геологическое строение водонапорной системы Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения непосредственно связано с Соль-Илецким сводовым поднятием, окруженным со всех сторон впадинами. В связи с этим региональный поток подземных вод может иметь систему со стороны востока Оренбургского выступа. Гидрологические условия района Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения определяются особенностями его геологического строения, среди которых важную роль играет наличие в разрезе мощной толщи соленосных отложений.

Эти соленосные отложения являются региональным экраном, который делит разрез на два изолированных друг от друга гидрологического этажа.

Верхний этаж включает подземные воды надсолевых, преимущественно терригенных отложений. К нижнему гидрологическому этажу приурочены пластовые воды подсолевых, в основном карбонатных отложений. Нижний гидрологический этаж представляет собой водонапорный бассейн, контролирующий основную разрабатываемую залежь. Все водоносные горизонты подсолевых отложений в той или иной степени гидродинамически взаимосвязаны, и представляют собой гидрологически единое целое.

Было выделено два водоносных комплекса:

Имеющий выход водовмещающих пород в газоконденсатную залежь - московско-филипповский водоносный комплекс;

Не имеющий выход водовмещающих пород в газоконденсатную залежь - визейско-башкирский водоносный комплекс.

Мощность водоносного бассейна составляет 500 м. он простирается на восток примерно, на 140 км до складчатого Урала, где водовмещающие породы нижней перми и карбона выходят на поверхность.

По фактическим данным Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в настоящее время наблюдаются следующие схемы обводнения:

1) по тектоническим нарушениям или зонам повышенной трещиноватости подошвенная вода поднимается к забоям скважин, и обводняет их;

2) подъем по тем же каналам подошвенной воды и растекание ее к забоям скважин по простиранию пластов;

3) обводнение скважин краевыми водами.

Установлено, что в зонах развитой трещиноватости, благодаря сложному характеру распространения в продуктивной толще трещин, нарушение и карстов, в эксплуатационных скважинах не наблюдается обводнение всех вскрытых или активно отрабатываемых поровых коллекторов.

На месторождении водонапорный бассейн в гидрогеологическом отношении изучен до глубины 3470 м. начальное пластовое давление на абсолютной отметке ГВК (-1750м.) до начала разработки месторождения в среднем составляло 20,6 МПа. Большинство опробованных скважин характеризуются невысокими дебитами воды 0,2 -10 м3/сут., и 10-50 м3/сут. при депрессии до 10-12 МПа. В ряде случаев приток воды не получен. На фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны - до50-141 м3/сут. При анализе обводнения всего фонда скважин с точки зрения даты появления воды, суммарной добычи газа до обводнения, времени работы скважин с водой, интенсивности водопритока и с привлечением данных геофизических исследований по выявлению интервалов водопритока, сделаны выводы о механизме обводнения скважин:

- первоначальное обводнение подошвенной воды происходит в зонах с развитой трещиноватостью. Для скважин в этих зонах характерны незначительные объемы отработанного газа до появления пластовой воды, непродолжительный период работы скважин с водой до полной ее остановки.

- развитие зон обводнения через продвижение пластовой воды по пластам с улучшенными коллекторскими свойствами от контура водоносности.

- растекание пластовой воды после остановок скважин с подошвенным обводнением по наиболее отработанным пластам с пониженным давлением II и III объектов. Для этих скважин характерны более значительные объемы добычи газа до начала обводнения и более продолжительный период работы скважин с пластовой водой, дебит воды выдержан во времени.

Эти выводы по механизму обводнения подкреплялись и данными промыслово-геофизических работ по водоотдающим интервалам и данными по поглощению глинистого раствора при бурении скважин.

Так, в пределах центральной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения существует несколько первоначальных «очагов» обводнения, которые связаны с развитием трещиноватости. Это обширная зона УГПГ -6,8, зона скважин 113, 118, 115, зона скважин 18-д, 106, 107 на УКПГ-2. более мелкие «очаги» подошвенного обводнения есть на УКПГ-3, 1, 12, 7. Пластовая контурная вода внедряется на УКПГ-3, где в хронологическом порядке обводняются скважины с южного контура водоносности. Незначительные зоны пластового обводнения есть на юге УКПГ-6, северо-западной части УКПГ-12, севере УКПГ-7.

В остальных зонах происходит растекание пластовой воды по наиболее отработанным пластам II и III объектов от «очагов» подошвенного обводнения.

1.13 Состав и свойства пластовых вод

По химическому составу и физическим свойствам пластовой воды надсолевых, солевых и подсолевых отложений резко различаются между собой.

В верхнем (надсолевом) гидрогеологическом этаже наблюдается быстрое нарастание минерализации подземных вд с глубиной и последовательная смена пресных вод солёными и рассолами.

Пресные воды с минерализацией до 2 г/л и преобладанием в ионном составе гидрокарбонат-иона, кальция и магния развиты в терригенных породах только до глубины первых десятков метров.

Пластовые воды филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми имеют плотность 1,203-1,207 г/см3, минерализацию 280-310 г/л и относятся к хлоркальциевому типу.

Пластовые воды продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми, имеют плотность в стандартных условиях 1,160-1,180 г/см3, в среднем 1,170 г/см3, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см3. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964МПа*с, объёмный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причём хлора больше, чем натрия, коэффициент (rNA rK):rCl=0.72-0.84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния. Отношение r[Cl-(Na K)]:rMg=3-5, следовательно, гидрохимический тип вод хлоркальциевый.

Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, 0,8-4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно 200-400 (в среднем 300).

Количество растворённого в воде газа (газосодержания пластовой воды) колеблется от 1,5-3,8 м3/ м3 и в среднем равно 2,6 м3/ м3. Состав водорастворённых газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов, сероводорода и двуокиси углерода. Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает её. Сероводород содержится от 4-7 до 25-39%, углекислый газ от 2 до 30-50%. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжёлых углеводородов составляет обычно 2-3%, азота 5-10%.

По результатам химических анализов, выполненных на месторождении, определены основные гидрохимические показатели пластовых вод средне-каменноугольно-артинских отложений. Данные приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11.

Показатели

Единицы измерения

Среднее значение

Пределы значений

K

мг/л

1836

1406-2266

Na

мг/л

71804

60535-83073

Ca2

мг/л

12625

8559-16691

Mg2

мг/л

2726

1361-4091

Ce-

мг/л

143553

133453-153653

SO42-

мг/л

866

645-1087

HCO3 CO3

мг/л

300

104-496

Общая минерализация

мг/л

232

218-246

Плотность

г/см3

1,156

1,146-1,166

1.14 Режим залежи

Режим эксплуатации газового месторождения это проявление движущих сил в пласте, обуславливающих приток газа к забоям скважин. В настоящее время выделяют два режима эксплуатации газового месторождения: газовый, водонапорный.

При газовом режиме эксплуатации газового месторождения приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная и подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь (или же она отсутствует). Главный признак газового режима эксплуатации месторождения - неизменность газонасыщенного порового объема залежи.

При водонапорном режиме по мере отбора газа в газовую залежь поступает контурная и подошвенная вода. Это приводит к уменьшению газонасыщеного порового пространства залежи. Приток газа к скважине обуславливается как энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной и подошвенной воды. Продвижение воды в залежь приводит к замедлению темпов падения пластового давления.

На Оренбургском месторождении за время разработки в залежь внедрилась не более 70-80 млн. м. воды, что составляет 2-3 % от порового объема и соизмеримо с объемом трещин в продуктивном пласте. На сегодняшний день в основном обводнены не матрицы пластов, а призабойные зоны скважин.

Анализ разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения показал, что режим разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения - газовой, что подтверждается рядом факторов, характерных для газового режима:

- в процессе разработки ГВК занимает неизменное положение (-1663 м);

- пластовое давление в залежи снижается равномерно и зависимость Р/Z-f (Qдоб.) (рис.4) имеет прямолинейный характер.

В начале разработки геологическое строение основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения описывалось массивной моделью с повсеместно распространенной подстилающей нефтяной оторочкой, надежно экранирующей газоконденсатную залежь от водонапорного бассейна.

В соответствии с принятой моделью основной являлась открытая конструкция эксплуатационных скважин, где весь этаж газоносности вскрывался открытым стволом. Для исключения осложнений, на глубину КЗ -15м выше пробуренного забоя спускался хвостовик. До 1981 года включительно было пробурено 284 таких скважин. Впоследствии, уточнение геологической модели (была принята модель массивно-пластового типа) привело к выделению трех эксплуатационных объектов артинского, сакмаро-ассельского и карбона, с соответствующими разделами которые, не являли газогидродинамическими экранами.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Общая характеристика производства

Анализ системы сбора проведен на примере УКПГ-12, поскольку на других УКПГ она аналогична.

УКПГ-12 расположено в центральной части основной залежи Иховского нефтегазоконденсатного месторождения. С западной стороны расположено УКПГ-14 (введена в эксплуатацию в декабре 1978г.), с восточной стороны находится УКПГ-7 (введена в эксплуатацию в апреле 1974г.), а с юной стороны - УКПГ-2 (введена в эксплуатацию в декабре 1974г.).

УКПГ-12 введена в эксплуатацию в августе 1978года. В пределах УКПГ-12 газонасыщенными являются все отложения продуктивные толщи Иховского нефтегазоконденсатного месторождения. Запасы газа, определенные объемным методом, составляют 94,6 млрд.м3. Максимальный уровень отбора газа составил в 1984 году - 33,8 млрд.м3. Пластовое давление на конец 1998 года по скважинам УКПГ-12 изменяются в пределах 5,5 до 9,6 МПа, а средневзвешенные по дренируемому объему составляют 7,4 МПа.

Эксплуатационный фонд на 01.01.98г. состоит из 40 скважин. Средний дебит составляет 285 тыс. м3/сут. В 24-х скважинах с продукции поступает пластовая вода. Среднесуточный дебит воды по УКПГ-12 составляет 913,0 м3 .

В декабре 1994 года УКПГ-12 подключена к дожимная компрессорная станция-2. это позволяет обеспечить длительную устойчивую эксплуатацию обводненных скважин. Для этого на УКПГ-12 проведены работы по созданию системы сбора и подготовки обводненной продукции на отдельной технологической линии.

Установка комплексной подготовки газа № 12 (УКПГ-12) состоит из 4-х технологических линий и предназначена для первичной подготовки газа и конденсата к транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод.

Схема четвертой технологической линии приведены на рисунке.

газовый конденсат сырой

Сырьем для установки служит природный газ, поступающий из скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Подготовка добываемой продукции осуществляется по схеме двухступенчатой сепарации методом низко-температурной сепарации на четырех идентичных технологических линиях, с начальной производительностью каждой линии по газу при давлении во II ступени сепарации 6,8 МПа - 165тыс.м3/час.

Каждая технологическая линия состоит из аппарата контроля коррозии С-04, сепаратора I ступени, теплообменника «газ-газ» Е-01,сепаратора II ступени С-02Г, котла подогрева гликоля Д -02 с циркуляционными насосами.

Общее оборудование для всех технологических линий УКПГ:

Контрольный сепаратор С-501;

Сепаратор факельного газа С-503;

Факел высокого давления G -503;

Факел низкого давления G -502;

Дренажные емкости С-801, С-803;

и т.д.

Для предотвращения коррозии оборудования применяется комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (КИГ и К). Для предотвращения гидратообразований применяется метанол.

2.2 Требования, предъявляемые к газу

2.2.1 Характеристика изготавливаемой продукции исходного сырья

А. Исходное сырье

Сырьем является природный газ, который подается на установку из скважин. Поток сырого газа содержит углеводородный конденсат, пластовую воду, водометанольную смесь, ингибитор коррозии, соли.

Температура газа поступающего на установку - 5 - 15С

Максимальное давление в шлейфах - 14,0 МПа

Фактическое давление в шлейфах составляет - 8,0 -9,5 МПа

Состав природного газа в % объемных.

С1 - 84,51 С6 - 0,31

С2 - 3,9 С7 - 0,22

С3 - 1,69 С8 - 0,24

iС4 - 0,28 N2 - 5,57

n С4 - 0,59 СО2 - 0,56

iС5 - 0,25 H2S - 1,53

n С5 - 0,24 RSH -0,05

He - 0,06 С5 в - 1,26

Молекулярная масса -19,458

Плотность газа при 20 0С, 760 мм рт.с. -0,809 кг/м3

Б.Характеристика хим.реагентов.

Диэтиленгликоль

Хим. Формула - CH2OH-O- CH2OH

Молекулярный вес - 106,2

Плотность при 20 0С -1,118 г/см3

Температура кипения -245 0С

Температура начала разложения -164 0С

Температура замерзания - -8 0С

Абсолютная вязкость при 20 0С - 35,7МПа *с

Концентрация -98 % вес

ДЭГ применяется в качестве теплоносителя в замкнутой системе обогрева технологических аппаратов. Имеет меньшие токсичные свойства по сравнению с метанолом. Смешивается с водой в любых частях, растворяет ароматические углеводороды.

Метанол, /метиловый спирт/ CH3OH/.

Плотность не более - 0,818 г/см3

Содержание воды не более - 2% вес

Содержание органической части, не менее - 98,0

Среда PH, не менее - 7,0

Температура кипения - 64,7 0С

Метанол на УКПГ применяется для борьбы с гидратообразованием в газовых скважинах, трубопроводах и аппаратах. Метанол является токсичным веществом. Прием 30г приводит к смерти. Внешний вид поставляемого метанола - бесцветная жидкость, без механических примесей. Смешивается с водой в неограниченном количестве.

Ингибитор И-25-Д.

Плотность при 20 0С - 0,901 г/см3

Вязкость при 20 0С - 6,35 МПа *с

Температура застывания - -60 0С

Ингибитор для защиты промыслового оборудования от коррозии. Внешний вид темно-коричневая легко - подвижная жидкость, хорошо растворяется в этиловом, метиловом спиртах, ароматических углеводородах. Представляет собой сложную смесь азотосодержащих органических соединений.

НТФ/ нитрилотриметилфосфоновая кислота/

Содержание основного вещества не менее - 96%

Содержание примеси хлорид иона не более - 3%

Температура плавления /с разложением / - 2100 С

Температура самовоспламенения аэровзвеси - 3700 С

аэрогеля - 3200 С

Ингибитор солеотложения. Внешний вид - белый кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, не растворим в органических растворителях. Обладает свойствами сильной кислоты. Технический продукт содержит небольшое количество хлористого водорода.

В. Характеристика товарной продукции.

Продукцией УКПГ -12 является газ и углеводородный конденсат.

Осушенный газ

Состав осушенного газа в % объемных.

C1 - 85,63 nC5 - 0,13 H2S - 1,49

C2 - 3,83 C6 - 0,09 RSH - 0,03

C3 - 1,58 C7 - 0,02 He - 0,06

iC4 - 0,25 N2 - 5,67 C5 в - 0,4

nC4 - 0,49 CO2 - 0,57

Молекулярная масса-18,672

Плотность при температуре 200 С760мм рт.ст.-0,777 кг/м3

Г.Технические требования на газ природный, отсепарированный, подаваемый в соединительный газопровод УПКГ-ОГПЗ.

Рабочее давление:

На выходе УКПГ-12 не более 6,6МПа

температура на выходе УКПГ 263-283 0 К

Компонентный состав:

содержание С1-С6 в,N2,CO2, объемная доля не нормируется, определение обязательно;

содержание тяжелых углеводородов, объемная доля не более-0,5%

содержание сероводорода , объемная доля не нормируется,

определение обязательно;

содержание метанола не более-500мг/м3

плотность газа при 200 С и 760 мм рт.ст. г/л - не нормируется,

определение обязательно;

содержание капельной жидкости не более- 3 мг/м3

в том числе:

содержание мех.примесей не более 3мг/м3

фактических смол и ингибиторов коррозии не более 5мг/м3

Д. Технические требования

На нестабильный конденсат Иховского газоконденсатного месторождения (с незначительным присутствием нефти), подаваемый в соединительный газопровод УКПГ-ОГПЗ

Рабочее давление:

На выходе УКПГ-12 не более 6,4 МПа

температура на выходе УКПГ 263-283К

Компонентный состав :

содержание С5 в, массовая доля % не менее - 65%;

содержание СО2, N2.H2S,меркаптановой серы, массовая доля в % не нормируется , определение обязательно;

содержание воды, массовая доля не более - 0,5%;

содержание метанола, массовая доля не более - 0,5%;

содержание хлористых солей не более 200мг/л;

содержание фактических смол по Бударову массовая доля % не нормируется, определение обязательно;

содержание мех.примесей массовая доля % не более - 0,05%;

плотность нестабильного конденсата в присутствии нефти г/см3 не нормируется, определение обязательно.

2.3 Характеристика оборудования

Характеристика технологического оборудования УКПГ-12.

Таблица 2.1.

Наименование

аппарата

Индекс

по схеме

Технологическая

характеристика

Давление

Р, 10 МПа

Температура

Материал

Диаметр,мм

Объём, л

Расчёт

ное

Рабо

чее

Расчёт

ное

град С

Рабочее градС

Сепаратор 1 ступени

С-01

Ст20ю4

1500

8100

137

130

-42- 50

-10- 15

Сепаратор 1 ступени

С-401

Ст20ю4

1500

9750

132,6

132,6

-40

10

Сепаратор 2 ступени

С-02В

Ст20ю4

1400

6200

77,2

69,5

20

-20- 15

Трёхфазный сепар-ор

С-03В

Ст20ю4

1800

14000

79,2

71,2

20

-20- 15

Трёхфазный сепар-ор

С-403

Ст20ю4

1800

7500

71,4

71,4

-40

10

Контрольный сепар.

С-501

Ст20ю4

990

1830

137

130

-42- 50

-10- 15

Теплообменник

Е-01

Ст20ю4

900

1615

Трубное пространство

137 130 -42

50

Теплообменник

Е-01

Ст20ю4

900

2878

Межтрубное пространство

72 70 50

15

2.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОЦЕССА ПРОИЗВОДСТВА

2.4.1 Устья скважин и шлейфы

Устья газовых скважин оборудованы фонтанной арматурой фирм «FMC», «Cameron», « Hubner Vamag», «Marubenia-IKS», «IKF», «Энергоинвест», «АФК6В-100х210К2».

Фонтанная арматура служит для пуска и остановки скважин, обеспечивает возможность их исследования и ремонта.

Отбор газа осуществляется только по насосно-компрессорным трубам спускаемым на забой скважины. Затрубное пространство отделено НКТ пакером.

Для остановки скважины могут быть использованы центральная или боковые задвижки. Закрытие коренной задвижки допускается только в аварийных ситуациях, при необходимости замены фонтанной арматуры или остановке скважины на капитальный ремонт.

На амбарной линии должна быть постоянно установлена заглушка, снимать которую разрешается только при необходимости продувки скважины и сжигания газа в амбаре. Использовать амбар для продувки скважин разрешается только во время освоения скважины и проведения других технологических операций, требующих обязательного сжигания газа.

Для предупреждения процессов гидратообразования, коррозии и отложения солей в скважины непрерывно подается комплексный ингибитор (ГИКи К), включающий в себя метанол (95-99%), ингибитор коррозии ИК - 36 - 90 (0,75%) и ингибитор солеотложений НТФ (в расчете по 15-20 г на 1м3 выносимой пластовой воды).

КИГ и К подается затрубное пространство скважины (через циркуляционный или ингибиторный клапаны). В обвязке устья скважины предусмотрена возможность подачи КИГ и К в насосно компрессорные трубы и в шлейф.

Газоконденсатная смесь транспортируется на УКПГ по трубопроводам - шлейфам диаметрами 168мм и 219 мм. Шлейфы значительной части скважин спарена, так что по одному шлейфу газоконденсатная смесь поступает на блок входных ниток УКПГ, как правило, от двух и более скважин. Подача КИГ и К в скважины, работающие в один шлейф, таке производится по одному метанолопроводу диаметром 57 мм. В этом случае для регулирования подачи метанола в каждую из скважин на метанолопроводах устанавливаются специальные регуляторы расхода. Наряду с использованием лучевой схемы подключения скважин, используется коллекторная схема сбора сборнораспределительными гребенками, которая позволяет распределить метанол в каждую скважину от метанольной гребенке, переключить скважину в контрольный коллектор и транспортировать газоконденсатную смесь по рабочему коллектору на УКПГ.

В соответствии с протоколом технологического совещания по автоматизации устью газовых скважин Иховского газоконденсатного месторождения от 30.03.87г., утвержденного Вяхиревым Р.И., для скважин, которые расположены в затапливаемой зоне принята схема автоматического закрытия при понижении давления в шлейфе и дистанционного закрытия пневмоприводной задвижки фонтанной арматуры с использованием метанолопровода в качестве каналов подачи сигнала на закрытие боковых задвижек фонтанной арматуры. Закрытие боковой задвижки обеспечивается стравливанием давления в метанолопроводе. Кроме того закрытие боковых пневмозадвижек обеспечивается путем подачи сигнала с воздушных баллонов, установленных на 5 м высоте и трубопровода очищенного газа:

Пилот установленный на метанолопроводе, срабатывает при снижении давления в метанолопроводе до 10 г/см2 и воздействует на центральную или боковую задвижки. Управление пилотом дистанционное, из технологической насосной путем стравливания давления в метанолопроводе и утилизации метанола в дренажную емкость С -803.

Пилот низкого давления, установленный на шлейфе управляет также центральной или боковой задвижками. Для управление автоматикой используется очищенный газ, с давлением в системе автоматике не более 8-10 г/см2. Перед пуском автоматики перед работой пилоты настраивают. Автоматическое срабатывание пилота низкого давления на шлейфе происходит при Р < 0,8 Р дин.раб. скважины (согласование ГИП ЮНГГ Яковлевым Н.С. 10.04.90г.).

При давлении Р >0,8 дин.раб. пилот взведен, очищенный газ проходит через пилот и удерживает в открытом состоянии пневмозадвижку. В аварийном случае при давлении Р < 0,8 Р дин.раб., пилот срабатывает и сбрасывает давление пневмозадвижки в атмосферу и задвижка закрывает скважину.

Кроме того установка скважин осуществляется путем закрытия крана UV -503, расположенного в конце шлейфа на блоке входных ниток. В случае порыва шлейфа с целью снижения отрицательных последствий аварий его отключение со стороны установки производится обратным клапаном UС -4, установленным на БВН, и далее закрытием крана UV -503 на БВН.

Рабочее давление на устье скважин -6,8 -8,0 МПа.

2.4.2 Установка низкотемпературной сепарации

Сырой газ по шлейфам подходит к манифольдам ВТ -501, ВТ-502 блока входных ниток (БВН) с давлением 6,3-7,0 МПа. Манифольд предназначен для сбора продукции скважин, поступающей по шлейфам, и ее распределение по технологическим линиям.

Манифольды состоят из 15 линий со стороны шлейфов и 4 линии со стороны установки, позволяющими подключать шлейф к одной из технологических линий, пускать скважину на контрольный сепаратор, при необходимости производить продувку скважины на факел, в том числе:

4 линии на подготовку газа;

1 линия на контрольный сепаратор С -501;

1 линия на факельную сеть;

1 линия перепуска меду манифольдами и на подготовку газа.

Со стороны скважины на каждой из 15 линий имеются следующте устройства:

изолирующий фланец J -12;

сапло для впрыска КИГИК Q -505;

пневмоприводной отсекатель UV -503;

обратный клапан UC -4;

клапан регулирующий давление на выходе в манифольд RV -50.

Существующей схемой манифольда предусмотрено подключение шлейфов от сильнообводненных и обводняющихся скважин к отдельным коллекторам, имеющим выход на IV технологическую линию.

Для контроля за давлением на входе в манифольд после изолирующей прокладки установлен электроконтактный манометр. Аварийный сигнал со шлейфа выведен на контрольный шит диспетчера. Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены пневмоприводные отсекатели UV -503 -1/15. кроме того существует автоматическая блокировка UV -503 - при повышении или понижении давления в шлейфе UV -503 -1/15 закрывается.

С целью исключения образования гидратов в обратном клапане предусмотрен в впрыск КИГ и К через сапло Q -505 на БВН.

Подготовка газа осуществляется на четырех технологических линиях.

Подготовка газа на 1-3 технологических линиях осуществляется переключением к ним «сухих» скважин. К четвертой технологической линии подключены обводненные скважины.

В начале рассмотрим подготовку газа на примере первой технологической линии. Ниже рассмотрим подготовку газа на четвертой технологической линии.

Сырой газ с давлением 6,3 -7,0 МПа с блоков входных ниток направляется в технологические линии.

Для отключение первой технологической линии установлен пневмоприводной отсекатель UV -101, имеющий три режима управления:

местное с изменением положения UV -101 непосредственно на пневмокране;

дистанционное, ручное с пульта диспетчера;

автоматическое, при повышении давления выше рабочего или понижение его в сепараторах 1,2 ступени, в газопроводе на выходе из УКПГ, в конденсатопроводе UV -101, через 10-60 сек., закрываются пневмокраны UV -102, UV-501 и UV -502. В исходное положение пневмокраны - отсекатели устанавливаются ключами управления только после снятия блокировки.

Положение отсекателей «открыто - закрыто» выведено на светлое табло на щите диспетчера.

Кроме того, согласно «Положения объект аварийной остановке промысла» утверждено 08.10.1993г., предусмотрено аварийная остановка УКПГ-12 с пульта управления в диспетчерской кнопкой «Аварийная остановка промысла». При этом происходит закрытие входных UV -101 и с выдержкой времени, выходных кранов UV -102 на всех технологических линиях.

Перед сепаратором первой ступени С -101 установлен регулирующий клапан. Он используется для регулирования давления в технологической линии вовремя при выводе линии на режим.

Для контроля за давлением в технологической линии после регулирующего клапана установлен электроконтактный манометр с выводом на сигнализацию верхнего и нижнего предела давления на щит диспетчера и на блокировку UV -101.

После регулирующего клапана установлен аппарат контроля коррозии С -104. Он представляет аппарат типа «труба в трубе», который изготовлен из того же материала, что и оборудование, но с толщиной стенки внутренней трубы меньше, чем у оборудования.

В случае коррозионного разрушении внутренней полости зонда, газ проникает в наружную полость, где давление контролируется электроконтактным манометром, сигнализация которого выведена на щит диспетчера по высокому давлению.

Пройдя аппарат С -104, сырой газ поступает в сепаратор I ступени С -101, где осуществляется предварительное разделение газа и жидкости (конденсат, вода, метанол, ингибитор).

Сепаратор представляет собой аппарат горизонтального типа с встроенным вертикальным отделением. Вход газожидкостной смеси в отделитель тангенциальный. Под действием центробежных сил жидкость отбрасывается к стенкам отделителя, и стекает в нижнюю часть сепаратора.

Газ, свободный от жидкости, устремляется по оси отделителя в верхнюю часть сепаратора.

Для интенсивного разгазирования жидкости сепаратор С -101 имеет обогрев.

На входе в сепаратор С -101 замеряется температура газожидкостного потока с регистрацией показаний на щите диспетчера.

Для контроля давления в С -101 по месту установлен технический манометр с регистрацией давления на щите диспетчера.

Уровень жидкости регулируется клапаном LV с индикацией по месту, с сигнализацией предельных уровней звуковым сигналом на пульту диспетчера и регистрацией показаний.

На линии выхода жидкости из С -101, установлен пневмокран UV - 103, имеющий два режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое.

Отсепарированный газ после С -101 поступает в теплообменник типа «газ - газ», а жидкость по уровню сбрасывается в трехфазный сепаратор С -103 В.

Техфазный сепаратор С -103 В (I - III -ей технологических линий) представляет собой горизонтальный гравитационный аппарат, для определения газа от жидкости с последующим разделении жидкости на углеводородный конденсат и водометанольную смесь. Для лучшего разделения жидкости в нижней части предусмотрен кольцевой змеевик. Сбор углеводородного конденсата и ВМС раздельный, через переливную перегородку. В сепараторе верхней части смонтирован трубопровод с форсунками для нанесения ингибиторной пленки на поверхность газовой части аппарата.

Давление в трехфазном сепараторе контролируется электроконтактным манометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV - 101 на данной технологической линии и UV - 504 на контрольной линии. Предусмотрено также регистрация давления на щите диспетчера.

По месту уровни конденсата и ВМС в трехфазном сепараторе контролируется по уровнемерным стеклам.

Углеводородный конденсат из С -103 В сбрасывается в общий коллектор. На линии вывода конденсата установлен клапан регулирования уровня LV с местным и дистанционным регуляторами уровня сигнализации на щите определенных значениях уровня. Имеется местная индикация уровня и регистрация уровня на щите диспетчера.

Кроме того на линии вывода конденсата из С -103В установлен пневмокран UV - 105 со следующим режимом работы:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое.

Водометанольная смесь из С -103В сбрасывается в коллектор ВМС по уровню через клапан LV с местным и дистанционным регуляторами уровня. На щит выведена сигнализация предельных значений уровня и регистрация уровня. Имеется местная индикация уровня. Из коллектора ВМС направляется в поглощающую скважину N - 12000 или 12021.

В случае необходимости предусмотрен коллектор для утилизации ВМС с высокими концентрациями метанола на установку регенерации метанола УКПГ -7 или УКПГ -3.

Газы, разгазирования из сепаратора С -103В поподает на вход сепаратора второй ступени С -102В.

Для защиты сепаратора С -103В от превышения давления на корпусе аппарата установлены предохранительные клапана ( СППК, один рабочий, другой резервный). В случае срабатывания предохранительного клапана газ сбрасывается в факельную линию высокого давления.

Факельные линии от трехфазных сепараторов выполнены из труб диаметром 2 и ниже подачи в них ингибитора через форсунку затруднена. В этой связи ингибирование факельных линий от СППК на аппаратах С-103 не предусмотрено (протокол технического совещания по вопросу ингибирования факельных линий от СППК сепараторов С -103 от 20.02.92г.)

Замену вышеуказанных линий следует производить помере отбраковки в результате технического освидетельствования.

Предварительно отсепарированный газ из С-101 поступает в теплообменник Е-102 типа «газ-газ».

Теплообменник Е-101 предназначен для предварительного охлаждения пластового газа, поступающего на дросселирование холодным отсепарированным газом. На I-III -ей технологических линиях теплообменник Е-101 двух секционный.

Пластовый газ проходит по трубному пространству, холодный по межтрубному. Для поддержания заданной температуры сепарации предусмотрен перепуск холодного газа через теплообменник с помощью регулирующего клапана TCV .

Для предупреждения гидратообразования в теплообменнике, в линию отсепарированного газа перед Е-101 попадается на впрыск КИГИК в количестве, согласно «Норм технологического режима» подается насосами J-101, установленные на котлах регенерации гликоля:

на I технологическую линию подает насос J-101А, В(один резервный);

на II технологическую линию подает насос J-201А, В(один резервный);

на III технологическую линию подает насос J-301А, В(один резервный);

на IV технологическую линию подает насос J-301C.

Охлажденный газ из теплообменника проходит через регулирующий клапан FV-101 и дросселируется до давления 3,1 МПа, дросселирование сопровождается понижением температуры газа, при этом из него дополнительно выделяется некоторое количество конденсата.

Управление клапаном FV-101 предусматривает два режима работы:

местное регулирование;

дистанционное регулирование.

Контроль за давлением по месту осуществляется техническим манометром.

На регулятор FV-101 отбор давления осуществляется с выхода С-102 В. Регулятор FV-101, установленный на клапане, дает пневмосигнал на КИП исполнительного механизма FV-101.

Дросселированный газ направляется в сепаратор С-102В. На газопроводе между клапаном PCV -104 и сепаратором С-102В установлены предохранительные клапаны - один рабочий, другой- резервный.

Факельная линия от СППК на аппаратах С-102В ингибируется путем подачи реагента через форсунку с последующей продувкой очищенным газом.

Сепаратор II ступени С-102В представляет собой вертикальный аппарат, снабженный коагулятором на входе и центробежными элементами перед входом газа.

Отделение капельной жидкости от газа осуществляется за счет инерционных сил, возникающих при резком изменении направления движения газа в сепараторе. Разделение жидкости - углеводородного конденсата и водометанольной смеси - в С-102В осуществляется по плотности.

Предусмотрена возможность обогрева жидкости горячим ДЭГом через змеевик ( для предотвращения образования гидратов и замерзания жидкости в зимнее время).

Давление в сепараторе С-102В по месту контролируется техническим монометром и электроконтактным монометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV -101 на данной технологической линии и UV -504 на контрольной линии.

Дистанционно контроль за давлением в С -102В осуществляется через датчик давления с регистрацией давления вторичным прибором на щите диспетчера.

Отсепарированный газ из С -102В направляется в теплообменник либо мимо него ( в зависимости от положения заслонки TCV) и далее поступает в замерный узел.

Уровни конденсата и ВМС в С -102В контролируется по уровнемерными стеклами.

Регулирование уровня конденсата осуществляется регулирующим клапаном LV. Предусмотрена сигнализация предельных параметров. Текущее значение уровня конденсата регистрируется прибором на щите диспетчера.

Водометанольная смесь из сепаратора С -102В через клапан LV сбрасывается в коллектор и затем подается на регенерацию УКПГ -2 или на закачку в поглощающие скважины N 12000, 12021.

Текущее значение уровня ВМС регистрируется прибором на щите диспетчера. Регулятор уровня местной. На щит диспетчера выведена сигнализация предельных параметров уровня ВМС. Температура в сепараторе С -102В поддерживается в пределах плюс 10 минус 5 0С, давление поддерживается в пределах 30-35 кг /см2.

Конденсат из сепаратора С -102В направляется в линию сброса конденсата из трехфазного сепаратора перед пневмокраном UV -105 и на узел замера конденсата и далее конденсатопровод УКПГ -12 - ДКС -2. Защиту конденсатопровода от попадания газа из С -102В осуществляет пневмокран UV -105 блокировка по низкому уровню.

Замер конденсата производится хозрасчетным счетчиком типа «Норд -80». Высокое газосодержание измеряемого потока резко снижает точность замера расхода, поэтому для получения удовлетворительной точности перепад давления между сепаратором С -102В и выходом счетчика не должен превышать 0,3-0,4 МПа. Перепад давления регулируется клапаном PV -505 с местным и дистанционным управлением. Клапан регулирует давление «до себя», сигнал на клапан подается с датчика давления. Расход конденсата регистрируется на щите диспетчера.

Для измерения температуры и давления конденсата по месту установлены термометр и манометр.

После замера конденсата направляется в конденсатопровод и далее на ДКС - 2. На конденсатопроводе, на выходе с УКПГ -12 установлен пневмокран UV -502, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка).

Для контроля давления в конденсатопроводе установлен электроконтактный манометр с сигнализацией предельных значений на щите в диспетчерской и датчик давления с выводом регистрации параметров на щит. На конденсатопроводе установлен обратный клапан и изолирующий фланец для защиты от статического электричества.

Замер количества ВМС, направляемой на закачку в поглощающую скважину проводится счетчиком « Норд» с записью показания на щите.

Для контроля давления в линии поглощающей скважины установлен датчик с записью давления на щите диспетчера с сигнализацией высокого давления на щите диспетчера.

Га з из сепаратора С -102В направляется на узел замера газа. В зале счетчиков установлена диафрагма и датчик расхода. Значение расхода регистрируются на щите диспетчера.

Замер давления на выходе из технологической линии производится датчиком с регистрацией на щите диспетчера вторичным прибором.

Замер температуры на выходе из технологической линии производится датчиком с регистрацией на щите диспетчера вторичным прибором.

Для подключению I -ой технологической линии, на газопроводе технологической линии после зала счетчиков установлен пневмокран UV -102, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка)

затем газ поступает в общий коллектор и далее газопровод УКПГ -12, ДКС- 2.

Для отключения УКПГ -12 на газопроводе установлен пневмокран UV -501, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка).

Для контроля давления газа в газопроводе установлен электроконтактный манометр с сигнализацией предельных значений на щите диспетчера и датчик давления с выводом регистрации параметра на щит диспетчера.

На выходе газопровода с УКПГ установлен обратный клапан, а также изолирующий фланец для защиты от статического электричества.

2.4.3 Контрольный сепаратор С -501

Для контроля работы отдельных скважин параллельно технологическим линиям установлен контрольный сепаратор С -501 при помощи манифольда к контрольному сепаратору можно подключить любую скважину.

На выходе газа с БВМ на контрольной линии установлен пневмокран UV - 504 , работающий в трех режимах управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка)

для регулирования давления газа в контрольном сепараторе, (а, следовательно, и расхода газа) предусмотрен клапан. За клапаном установлен элетроконтактный манометр, с выводом сигнализация в предельных давлений на щит диспетчера.

Далее газ проходит аппарат контроля коррозии и поступает непосредственно в контрольный сепаратор С-501.

На аппарате контроля коррозии установлен электроконтактный манометр с выводом сигнализации по высокому давлению на щит диспетчера.

Контрольный сепаратор С-501 работает также, как сепаратор I -ой ступени С-101. Он позволяет отделить от газа капельную жидкость и разделить ее на конденсат и водометанольную смесь. Газ, выходящий из контрольного сепаратора, направляется в I, II-ю и III -ю технологические линии перед теплообменником Е-101. Расход газа замеряется с помощью диафрагмы с регистрацией показаний на щите диспетчера.

На контрольном сепараторе для замера давления установлен технический манометр.

Конденсат отводится через клапан LV, с сигнализацией на щите диспетчера по низкому и высокому уровню.

Насыщенный метанол автоматически выводится через клапан LV в сепаратор С-103В II-ей и III -ей технологических линий. Сигнализация по высокому и низкому уровню выведена на щит диспетчера. Показания уровня конденсата и водометанольной смеси выведена на щит диспетчера. Контроль по месту за уровнями в С-501 производится по уровнемерным стеклам. Для более интенсивного разгазирования жидкости предусмотрен змеевик. Подогрев происходит горячим ДЭГ-ом t=600C.

2.4.4 Установа подогрева диэтиленгликоля -Д - 02

Все аппараты и трубопроводы, содержимое которых может замерзнуть, покрыты теплоизоляцией и обогреваются змеевиком с горячим ДЭГом смеси с водой.

Установка подогрева ДЭГом представлено котлами подогрева Д -202, Д -302 с системой циркуляции и предназначено для подогрева водометанольной смеси:

сепараторов первой ступени;

сепараторов второй ступени;

трехфазных сепараторов;

контрольного сепаратора С -501;

факельного сепаратора С -503;

камер УБП на всех аппаратах по ВМС;

дренажной емкости С -801.

В системе подогрева применяется 60% раствора ДЭГа, имеющий наиболее низкую температуру замерзания (до -60 0С).

Свежий ДЭГ из емкости Е-504 насосом подается в котлы подогрева и подогревается до температуры не более 80 0С и подается центробежным насосом J-02 в змеевики аппаратов. Остывший гликоль возвращается на подогрев.

Уровень гликоля в Д- 02 визуально наблюдается по зеркальному уровнемеру LG -02.

Визуальная наблюдение за температурой ведется электроконтактным термометром с подачей сигнала о понижении и повышении температуры на щит диспетчера.

Для визуального контроля за давлением на выкиде насоса J -102 устоановлен технический монометр.

Подогрев гликоля ведется открытым пламенем. Отчищенный с замерного узла под Р = 4,5-5,5 МПа направляется на подогрев в котлы подогрева Д - 02 затем на узел редуцирования УНТС. После редуцирования с давлением 2,5-3,0 кг /см2 очищенный газ подается на форсунку котла Д -02. для понижения давления газа до 0,05 -0,08 МПа нужного для питания форсунки котла, установлен регулирующий клапан PV с регулятором. Для визуального наблюдением за давлением после клапана установлен технический монометр.

Для поддержания температуры в котле подогрева Д -02 установлен датчик температуры, который выдает пневмосигнал на регулирующий клапан TV. Клапан TV, регулируя отдачу газа, поддерживая заданную температуру в котле подогрева.

2.4.5 Система дренирования аппаратов

Система дренирования аппарата является закрытой системой и состоит из дренажных трубопроводов и дренажных емкостей С -801 и С -803.

В процессе работы установки НТС УКПГ-12 дренаж со всех технологических аппаратов, трубопроводов, зеркальных уровнемеров, приборов КИП площадки НТС осуществляется по мере надобности в дренажную емкость С -801. слив метанола с оборудования технологической насосной осуществляется в дренажную емкость С -803.

Газ из С -801 поступает на факел низкого давления G -502, жидкая фаза при помощи погружного насоса J -801 откачивается в факельный сепаратор С -503 или амбар где сжигается. Откачка жидкости из С -803 производится в расходную емкость Е -205.

Давление на выкиде насоса J -801 контролируется манометром. Контроль за давлением в С - 801 осуществляется при помощи электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому давления.

Контроль за давлением в С -803 осуществляется при помощи электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому PAL давления.

Откачка метанола из С -803 производится насосом J -803 аналогичной емкости С -801.

Контроль за уровнем жидкости осуществляется с помощью электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому уровней. Контроль температуры в С-803 осуществляется с помощью электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому уровней.

В случае вывода дренажной емкости С-801 или С-803 в ремонт, дренирования осуществляется в амбар (кочегарная яма) со сжиганием продукта.

2.4.6 Склад метанола и установка приготовления КИГ и К

Узел предназначен для хранения метанола, ингибитора коррозии и приготовления комплексного ингибитора коррозии, гидрата образования и солеотложения. Для защиты оборудования применяются различные ингибиторы коррозии.

На УКПГ -12 в качестве ингибитора коррозии применяется ингибитор ИК - 36-90. нормируемое содержание ингибитора ИК - 36-90 в КИГ и К 0,75% вес. Содержание ингибитора в КИГ и К контролируется лабораторией коррозии и сварки по результатам коррозионного контроля, и доводится до исполнителя.

В качестве ингибитора солеотложений применяется НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота. Норма подачи НТФ 15-20 г на 1 м3 выносимой пластовой воды.

Для приготовления и хранения КИГ и Ка, ингибитора коррозии и метанола используется емкости Е-402, Е-403, Е-503.

Метанол с базисного склада подается по метанолопроводу в емкость Е-403 и Е-402. Количество метанола, принимаемого с БСМ, контролируется по уровнемерным стеклам.

Ингибитор коррозии ИК -36-90 завозится агрегатом «Азинмаш-30», который подбивается к узлу отпуска метанола на сторону и ингибитор по схеме перекачивается в емкости Е-405А, В или Е-503.

Для приготовления КИГ и К метанол из емкости Е-402 или Е-403 откачивается центробежным насосом Н-402А или Н-402В. Одновременно в выкидную линию насосов дозировочным насосом НД подается ингибитор коррозии. Приготовленный таким образом КИГ и К, подается в расходную емкость Е-205.

Приготовление высококонцентрированного раствора НТФ производится в технологической насосной емкости Е-1.

В целях предотвращения солеотложения в соединительных коммуникациях ВМС между УКПГ с каждой установки производится периодическая подача химреагентов (растворителей) согласно графика, утвержденного главным инженером. Технология, объемы и типы закачиваемых химреагентов в каждом конкретном случае определяется составом откладывающихся солей.

2.4.7 Технологическая насосная

Технологическая насосная включает в себя блоки насосов марки ДКМ фирмы «Секстюплекс» - J -712, J-711А,В, J-706A,B,C, J-704A,B.

Насосы осуществляют закачку комплексного ингибитора в гидратообразования и коррозии в следующие места УКПГ-12:

- на скважины;

- на технологические линии ( БВН и перед Е-01).

Для интенсивной прокачки КИГ и К отдельных объектов УКПГ-12 имеется насос J-704A,B с производительность Q =2,5 м3/ч, для подачи КИГ и К в технологические линии перед Е-01 предназначены насосы J-01.

Для контроля за давлением метанолопроводе, на выкидной линии насосов установлены электроконтактный манометр с выводом сигнализации по низкому давлению на щит диспетчера.

Для защиты от высоких давлений насосы марки ДКМ имеют предохранительные клапаны с давлением срабатывания Р = 19,0 МПа.

Насосы технологической насосной всасывают КИГ и К из емкости Е-205 . В технологической насосной установлена емкость Е -1, объемом 2м3 для приготовления высококонцентрированого раствора НТФ. Раствор НТФ готовится на воде и затем насос J-704A подается в емкость Е-205 и перемешивается насосом Н-4. Норма подачи определяется количеством выносимой из скважин пластовой воды и составляет 15-20 г на 1 м3 пластовой воды.

При остановке на ремонт оборудование технологической насосной освобождается от метанола в дренажную емкость С -803.

месторождение газ сепарация конденсат

2.4.8 Компрессорная воздуха КИП

Назначение компрессорной - обеспечение средств КИПиА сжатым осушенным воздухом.

Воздух из атмосферы засасывается компрессором К -901А или К -901В ( первая ступень) через фильтра. Сжатие происходит в две ступени. На первой ступени воздух сжимается до 0,3 МПа, затем проходит воздушный охладитель, сепаратор влажности, где происходит охлаждение горячего воздуха и сепарация от влаги и масла.

Га 2-ой ступени К-901А, К-901В воздух сжимается до 1,2 МПА и подается в воздушный охладитель, где температура снижается до 56 0С с выводом на щит в компрессорную сигнализации по высокой температуре. В работе находится только один компрессор К-901А, К-901В. Переключение с одного компрессора на другой происходит автоматически электроклапаном. Для контроля давления воздуха на выходе из компрессоров установленных манометры 1,2 ступени.

После второй ступени и охлаждения воздух поступает на установку сушки, где проходит последовательно маслоотделитель Е, адсорбер - S1 или S2 и фильтр F. Осушка адсорбента (глинозем, силикагель, цеолит) происходит в двух регенерируемых колоннах S1 или S2, переключаемых с осушки на регенерацию автоматически клапанами, через реле времени. Регенерация адсорбента осуществляется частичным отбором осушенного воздуха. На линии выхода воздуха с установки осушки установлен электроконтактный манометр с сигнализацией по низкому давлению на щите диспетчера.

После осушки воздух поступает в резервуары - ресиверы воздуха Р-1 или Р-2. для контроля давления установлены манометры на каждом ресивере. В случае остановки на планово - предупредительный ремонт установки осушки воздуха в летнее время, подача воздуха в ресивере производится по байпасу.

Охлаждение компрессоров - водяное. Вода с температурой 20-30 0С из резервуара ( при первоначальном пуске) циркуляционным насосом J -503 подается в систему на выходе из охладителя трубопровод разделяется на две системы: одна подведена к рубашкам цилиндра НД, а другая к рубашкам цилиндра ВД. Клапана установленные на трубопроводе позволяют регулировать расход. При отсутствии циркуляции воды происходит остановка компрессора. Вода в рубашках нагревается до 35-50 0С, собирается в коллектор и поступает в воздушный охладитель, где охлаждается воздухом до 20-30 0С, и поступает на охлаждение компрессора, цикл повторяется. В процессе постоянной работы компрессоров происходит постоянная циркуляция одного объема воды с периодической подпиткой.

2.4.8.1 Контролируемые параметры компрессоров

Рабочее давление воздуха после первой ступени Рраб=0,4 МПа и II-й ступени Рраб=1,2 МПа;

Рабочее давление воздуха на выходе с установки осушки, сигнализация по низкому давлению на щите в компрессорной и на пульте диспетчера Рмин=0,4 МПа и блокировка компрессоров. При Р > 1,0 МПа компрессор автоматически переводится на режим холостого хода;

Режим холосто́го хо́да в электронике - состояние четырехполюсника, при котором к его выводам не подключено никакой нагрузки (то есть, другими словами, сопротивление нагрузки бесконечно).

Температура воздуха на выходе первой ступени компрессора Рраб=120 град С, на выходе второй ступени Рраб=200 град С;

Температура воздуха на выходе из воздушного охладителя - 56 град С;

Рабочее давление масла в системе смазки 0,12-0,5МПа, сигнализация по низкому давлению К-901А,В на щите в компрессорной и на пульте диспетчера, Рмин<0,12 МПа и блокировка компрессора;

Температура масла - не выше 70 град С;

Температура воды на выходе из цилиндров норм 50 град С, макс 70 град С - сигнализация высокой температуры на щите в компрессорной и на пульте диспетчера, и блокировка компрессора;

Наличие циркуляции воды - сигнализация о снижении циркуляции на щите в компрессорной и на пульте диспетчера и блокировка компрессора.

Сигнализация на щит диспетчера выведена под индексом К-901.

Для защиты от превышения давления, на компрессорах установлен предохранительный клапан на 1,2 ступени К-901А,В.

Осушенный воздух должен иметь относительную влажность в пределах 60-70%, что соответствует точке росы летом от 0 до 10 град С, осенью и весной от -10 до -5 град С, зимой от -30 до -40 град С.

2.4.9 Узел редуцирования очищенного газа

Узел предназначен для снабжения собственных нужд УКПГ очищенным газом, подаваемым с ОГПЗ.

На УКПГ очищенный газ используется для газоснабжения объектов:

Пневмоприводных задвижек на устье скважин;

Котельной;

Панели зажигания факелов ВД, НД и амбара;

Котлов подогрева ДЭГа;

Для продувки после гидравлического испытания на прочность технологических линий после ППР;

Для распыления реагента при ингибировании факельных линий.

В соответствии с протоколом технического совещания ГПУ от 12.02.85г, рабочее давление в газопроводе очищенного газа установлено давление Р=5,0 МПа.

Газ под этим давлением поступает на УКПГ на узел замера и редуцирования. На узле редуцирования предусмотрено две линии регулирования: рабочая и резервная.

На каждой линии установлен фильтр механической очистки. Газ после фильтра проходит датчик давления и температуры, счётчик расхода FE-0,1 с выводом показаний на щит диспетчера.

Далее газовый поток разделяется : на котельную, на скважины и на узел регулирования УНТС.

Очищенный газ для котельной редуцируется с помощью клапана и датчика с Р=0,5 МПа до давления Р =0,2 -0,4 МПа. Для защиты, после регулирующего клапана установлены предохранительные клапана на Р =0,68 МПа с выбросом газа на свечу рассеивания.

давление в трубопроводе очищенного газа на скважины поддерживается отключающей задвижкой N-17 в пределах Рраб=2,5 МПа. Максимальное рабочее давление трубопровода Рраб.мах.=4,0 МПа. Для защиты трубопровода установлен СППК на Р =4,5 МПа, со сбросом газа на свечу рассеивания. В виду кратковременного и периодического использования очищенного газа пилотами низкого давления, рабочее состояние задвижки N -17 закрытое.

Для контроля за давлением в трубопроводе очищенного газа, после задвижки установлен электроконтактный манометр с выводом на сигнализацию на щит диспетчера нижнего и верхнего предела. При давлении ниже 1,5 МПа срабатывает сигнализация, необходимо открыть задвижку N -17для набора давления до Рраб..=2,5 МПа.

3. очищенный газ с узла замера под давлением Р =5,0 МПа

направляется на подогрев в котлы подогрева Д- 02 и далее

редуцирования УНТС, затем к котлам подогрева Д- 02 и к

панелям зажигания факелов ВД, НД и амбара.

Предусмотрено использование очищенного газа для продувки и испытания технологических линий ППР, для распыления реагента при ингибировании факельных лини. При отключении подачи очищенного газа с ОГПЗ схема предусматривает возможность временной подачи собственного отсепарированного газа с УНТС на узел редуцирования для питания пульта зажигания факелов , котлов подогрева ДЭГа. При этом основные коммуникации очищенного газа - в котельную, на управление скважинами, систему продувки, должны быть отглушены.

Факельное хозяйство.

Факельное хозяйство состоит из:

Факельного сепаратора С-503;

Факел высокого давления G-503 (ФВД);

Факелы низкого давления G-502 (ФВД);

Пульт зажигания G-501 факелов высокого, низкого давления и амбара;

Факельных трубопроводов;

Амбара G-506 (кочегарная яма);

Факельный сепаратор С-503 предназначен для отделения жидкости от газа, направляемого на факел высокого давления для сжигания, с целью исключения ее попадания в тело факела.

Факел высокого давления G-503 предназначен для сжигания газа при освобождении шлейфов скважин, аппаратов УНТС, а также газа, сбрасываемого при срабатывании предохранительных клапанов на УНТС.

С целью понижения давления ручной сброс газа со шлейфов скважин и с аппаратов УНТС в коллектор ФВД осуществляется через угловой штуцер, запорной частью которого является игла.

Факел низкого давления G-502 служит для сжигания газов выветривания из дренажной емкости С-801.

Амбар G-506 предназначен для сжигания конденсата, накапливающегося в основании факелов. Кроме того в аварийных случаях в амбаре допускается сжигание жидкости при опорожнении дренажной емкости С-801.

Амбар используется также для сжигания твердых токсичных отходов при чистке аппаратов УКПГ, а также временного накопления продуктов и сжигания (шлама). Нейтрализация токсичных отходов производится путем сжигания газа в амбаре сразу после поступления отходов. Накапливающийся со временем в амбаре шлам по мере необходимости вывозится на полигон захоронения твердых отходов в районе скважины 211 УКПГ -7.

Работы, связанные с необходимостью сжигания газа и конденсата проводятся по разрешению ЛООС ГПУ согласно «Положения по организации работы по вопросам охраны окружающей среды в ОГПУ».

Охрана окружающей среды Охрана окружающей среды - комплекс мер, предназначенных для ограничения отрицательного влияния человеческой деятельности на природу.

В процессе эксплуатации УНТС в факельных коллекторах происходит скопление жидкости. Необходимо периодически- 1 раз в смену осуществлять сброс жидкости в дренаж-в дренажную емкость С-801.

2.4.10.1 Факельный сепаратор

Газ входит в факельный сепаратор по трубопроводу диаметром 10.

Контроль за давлением в факельном сепараторе осуществляется при помощи технического манометра.

На входном трубопроводе установлены предохранительные клапаны PSV -504А,В,С, защищающие факельный сепаратор от высокого давления. В случае их срабатывания сброс газа на факел высокого давления производится на прямую, минуя факельный сепаратор, по отдельному трубопроводу.

Поток газа с предохранительных клапанов сепараторов второй ступени подключен к линии ППК факельного сепаратора PSV -504.

Газ с предохранительных клапанов узла редуцирования (питающего очищенным газом пульт зажигания факелов) также попадает на ФВД, минуя факельный сепаратор, поскольку их выхлоп подключен к линии выхода газа из факельного сепаратора.

В процессе работы в факельном сепараторе С-503 накапливается жидкость (конденсат), которая периодически откачивается.

Для лучшего разгазирования жидкости факельный сепаратор имеет обогрев.

Визуальное наблюдение за уровнем жидкости в факельном сепараторе по месту осуществляется по уровнемерному стеклу.

Дистанционный контроль за уровнем осуществляется при помощи электроконтактного прибора с выводом на щит диспетчера сигнализации о достижении предельных значений уровня жидкости.

Откачка жидкости из факельного сепаратора С-503 осуществляется следующим образом.

При повышении уровня до верхнего предельного значения и срабатывания сигнализации открывается клапан UV-507, и включается один из насосов J -502 (А или В), откачивающий жидкость из факельного сепаратора в линию сброса жидкости с сепаратора первой ступени С-01 на одной из работающих технологических линий.

При понижении уровня жидкости до нижнего предельного значения происходят обратные действия. Одновременно со срабатыванием сигнализации выключается насос J -502, и закрывается клапан UV-507. сигнализация о состоянии насосов J-502 (А,В) «включен/выключен» на щит диспетчера.

2.4.10.2 Обвязка факелов высокого, низкого давления и амбара

Обвязка факелов и амбаров включает пилоты постоянного горения , пилоты зажигания, единый пульт зажигания, узел подготовки и транспортировки смеси на горелки пилотов. Конструкция пилотов зажигания и пилотов постоянного горения на ФНД, ФВД и амбаре аналогична, однако для более надежного функционирования факела высокого давления G -503 на нем установлены сразу три пилота зажигания и три пилота постоянного горения.

На линиях подвода газа к пилотам постоянного горения факелов и амбара имеются эжекторы, подсасывающие в поток газа воздух для получения смеси, характеризующейся более устойчивым горением.

Для предотвращения попадания воздуха в факелы в тот период, когда нет сбросов газа, предусмотрен ввод небольших количеств очищенного газа в основание каждого факела.

2.4.10.3 Пульт зажигания

Пульт зажигания предназначен для дистанционного розжига факелов и амбара, а также их питания очищенным газом.

Очищенный газ с узла редуцирования очищенного газа подводится к пульту зажигания через фильтр Q -501. Давление подводимого газа контролируется по манометру.

Далее газ распределяется на смеситель, на пилоты постоянного горения ФВД, ФНД и амбары, а также по отдельным трубопроводам подается в основания ФВД и ФНД.

Подготовка рабочей смеси для розжига факелов и амбара осуществляется в смесителе. На линиях входа газа и сжатого воздуха в смеситель установлены вентиль, редуктор, технический манометр и обратный клапан.

Из смесителя рабочая смесь поступает в камеру сгорания и далее по отдельным линиям бегущего огня направляется на пилоты зажигания одного из факелов либо амбара путем открытия/закрытия соответствующей запорной арматуры.

Зажигание рабочей смеси осуществляется свечой, установленной в камере сгорания. На свечу подается напряжение 10 кВ от повышающего трансформатора, который работает напряжением тока 220 в.

Кроме того, на УКПГ предусмотрены:

- водоснабжение на технологические, противопожарные и на хозяйственно - бытовые нужды;

- теплоснабжение производственных и служебно-бытовых помещений;

- утилизация промышленных и хозбытовых стоков.

2.5 расходы газа и количество выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации

Нормы технологического режима на УКПГ-12

Таблица 2.2.

Наименование аппарата операции

Индекс

Ед.измер.

Расход

Температура

Давление

Qmax

Qmin

Возм.пре, С

Тном

Возм.предел, МПа

Рном, МПА

1.первичный сепаратор:

С-01

а) вход газа

нм3/час

180000

146550

5-15

6,5

7,0-8,5

7,5

б) выход газа

нм3/час

144310

5-15

6,5

7,0-8,5

7,5

в)выход жидкости

Кг/час

5880

5-15

6,5

7,0-8,5

7,5

2.вторичный сепаратор

С-03

а)выход конденсата

Кг/час

5060

0-10

6,5

6,7-7,0

6,65

б)газ на выходе

Нм3/час

160

0-10

6,5

6,7-7,0

6,65

в) насыщенный метанол

Кг/час

1470

0-10

6,7-7,0

6,65

3. вторичный сепаратор

С-02

а) газ на выходе

Нм3/час

143000

0-15

-5

6,6-6,9

6,65

б) углеводородный конденсат на выходе

Кг/час

5060

2496

5-10

6,6-6,9

6,55

в) метанольная вода

Кг/час

140

5-10

6,6-6,9

6,55

4. Теплообменник

Е-01

а)трубное простр-во (вход газа)

Нм3/час

144310

5-15

6,5

7,0-8,5

7,5

б) межтрубное прост-во (осушенный газ)

Нм3/час

143000

0-15

-5

6,6-6,9

6,55

2.5.1 Изменение параметров системы сбора и подготовки в процессе разработки

Параметры подготовки газа по УКПГ-12 по годам.

Таблица 2.3

Показатели

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Добыча газа, млн.м3

4,7

4,43

3,93

3,68

3,31

3,28

3,25

3,22

3,07

2,9

Добыча конд. тыс.т

116,7

95,3

84,5

79,4

68,1

119,3

105,6

83,9

52,5

42

Уд. Выход.конд.г/м3

24,89

21,52

21,5

21,6

20,6

36,4

32,4

26,1

17,1

11,5

Давление БВН, МПа

7,42

7,07

6,98

6,79

6,41

5,93

5,87

5,2

4,33

3,2

Давление в С-01, МПа

7,41

7,05

6,98

6,75

6,39

5,84

5,81

5,11

4,24

3,1

Темп-ра в С-01, 0С

7,42

6,94

6,37

4,92

6,42

5,92

4,83

4,0

5,33

4,3

Давление в С-02, МПа

6,91

6,79

6,46

6,44

6,18

3,85

3,68

3,78

3,68

3,5

Темп-ра в С-02, 0С

-0,41

3,31

3,58

3,63

4,75

-14,3

-13,9

-8,3

0,67

0,3

2.5.2 Выход конденсата по годам, изменение ГКФ

Изменение выхода конденсата по годам разработки УКПГ-12.

Таблица 2.4.

Годы

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

Qдоб.к.тыс.т

96,6

284,4

293,5

279,6

283,9

293,5

285,1

267,4

234,4

171

ГКФ г/см3

67,77

67,41

63,12

63,43

59,82

63,34

62,92

58,7

51,5

36,6

Годы

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Qдоб.к.тыс.т

142

125,5

116,7

95,3

84,5

79,4

68,1

119,3

105,6

83,9

52,5

42

ГКФ г/см3

30,9

29,2

24,9

21,5

21,5

21,6

20,56

36,4

32,4

26,05

17,06

11,5

Изменение ГКФ по годам разработки зоны дренирования УКПГ-12 рассмотрим по фактическим данным изменения показателей во времени. Как видно из таблицы 4.3. на первый год разработки ГКФ по УКПГ-12 составили 67,77 г/м3. В последующие годы до 1987 г. Происходило снижение ГКФ до 36,6 г/м3. Особенно резко упала добыча конденсата, а соответственно и ГКФ в 1987г. по сравнению с 1986г. с 51,5 г/м3 до 36,6 г/м3 . Это связано с рядом причин:

Увеличился среднесуточный дебит воды с 329,3 м3.сут. по 549 м3.сут., а также возросло количество обводненных скважин с 13 по 17 скважин, а следовательно и добыча конденсата (см. гл.2 показатели разработки)

С 1980 года установка выведена на объем добычи 4,4 -4,6 млрд. м3 и удерживала этот уровень добычи на протяжении 12 лет до 1991 года, тогда давление на БВН снизилось до 6,8 МПа. При таких давлениях добыча стала снижаться на 0,3 -0,5 млрд. м3/ год и в 1994 г. составила 3,31 млрд. м3 газа.

В декабре 1994 года установка пущена через ДКС -2. Перед пуском проведена реконструкция технологических линий. На I и II технологическую линию подключены, в основном, «сухие» скважины, на III и IV технологическую линии - обводненные скважины. В результате, после пуска УКПГ-12 через ДКС -2 и снижения давления на устье скважин, стабильно заработали ранее простаивающие скважины №№ 445, 457, 460. Увеличина производительность по обводненным скв. 437, 738 и других.

В течении года добыча стабилизировалась, добыча конденсата увеличилась на 75 %, удельный выход конденсата возрос с 20,6 до 36,4 г /м3 давление на БВН было снижено на начальном этапе, по технологическим ниткам с обводненными скважинами на 1,8 МПа, по «сухим» линиям давление не снижалось.

За 1999 год резко ухудшились технологические показатели разработки по УКПГ-12. Если на конец 1997 года давление БВН первой технологической линии составляло 5,3 -5,5 МПа, II -III технологической линии 4,6-4,8 МПа, IV технологической линии 3,8-4,0 МПа, то на 01.01.2000г. давление на II и III технологических линиях выровнялось до 3,1 МПа, на I -3,2 МПа, на IV -3,5 МПа, то есть на первой технологической линии снижение давления составило 2,1 -2,3 МПа, на II - III -1,5-1,7МПа, на IV-0,095 МПа. Такое значительное снижение давления на БВН привело к снижению забойного давления и увеличению депрессии на пласт. Следствием этого является значительное увеличение выноса пластовой воды по УКПГ-12 с 1995 года 303,5 до 794,66 тыс. м3/сут. за 1999 год. По УКПГ-12 добывается 61,0% от всей годовой добычи пластовой воды по месторождению (794,7 от 1303,5 тыс. м3). За 1999 год по УКПГ-12 пластовая вода появилась в 3-х новых скважинах (№ 12008, 12010, 12038). Годовая добыча пластовой воды увеличилась на 46,7 тыс.м3.

2.6 АНАЛИЗ РАБОТЫ УСТАНОВКИ НТС В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УКПГ-12 И СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

Добыча газа действующими скважинами эксплуатационного фонда, дальнейший транспорт газа к блоку входных ниток (БВН) и на УКПГ, а также транспорт подготовленной на УКПГ продукции (газ, конденсат до ДКС или до ОГПЗ) обеспечивается естественной упругой энергией пластового газа.

Подготовка газа на УКПГ заключается в разделении газа, конденсата, пластовой воды в процессе прохождения продукции газовых скважин через НСТ.

Существующие на УКПГ установки НТС включают 4 идентичных технологических линий. Проектная производительность одной технологической линии составляет 166,6 тыс.м3/час.

Технологическая линия НТС состоит из сепаратора 1 ступени, теплообменника (газ-газ) сепаратора 2 ступени, 3-х фазного сепаратора и подогревателя гликоля с циркуляционным насосом. Кроме того, на установки НТС имеется общее для всех технологических линий оборудование: блок входных ниток, контрольный сепаратор, блок дренажной емкости, емкость выветривания насыщенного метанола и факельная система.

Для обеспечения качества подготовки поступающей на УКПГ продукции газовых скважин эксплуатация НТС должна осуществляться при следующих параметрах (до ввода дожимной компрессорной станции):

- давление на входе в УНТС - не менее 8 МПа

- давление на выходе - не менее 6,6 МПа

- температура газа на входе в установку - 283 -288 0К

- температура газа на выходе - 273-278 0К

- давление конденсата на выходе с установки - 6,4 МПа

С вводом в эксплуатацию первых ступеней ДКС -1 и ДКС -2 стало возможным снижение давления на входе УКПГ -7,8,9,10,1,2,3,6, ( схема транспорта газа УКПГ - ДКС - ОГПЗ приведена на рис.(2.6), а в последующем на УКПГ-12 до 3,8 -4,0 МПа. Понижение давления на входе в установку расширяет возможность устойчивой эксплуатации обводненных скважин путем снижения устьевого давления. Для осуществления такой возможности, а также для создания области пониженного пластового давления в зонах массового обводнения скважин, необходимо переоборудовать систему сбора продукции с подключением обводненных скважин к отдельным технологическим линиям. Низконапорная система сбора обводненной продукции создано, либо создается в зонах УКПГ-2,3, 6,8,9. Но с уменьшением пластового давления и обводнения скважин в процессе разработки основной залежи ОГКМ эффективность применяемой техники и технологии добычи газа и конденсата снижается. Из-за позднего ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции и ряда других причин эксплуатация многих обводненных скважин становилась не возможным. Значительное количество эксплуатационных скважин находятся в бездействии по причине обводнения, ликвидированы, либо переведены в категорию контрольных скважин.

С вводом в действие дожимной компрессорной станции улучшились условия эксплуатации обводненных скважин действующего фонда, однако существующая система сбора и подготовки продукции обводненных скважин, малая вместимость амбаров на факельных линиях скважин и требования охраны окружающей среды, не позволяют осуществлять качественное освоение простаивающих обводненных скважин, а также освоение скважин после бурения или капитального ремонта.

Существующая система подготовки газа и конденсата на УКПГ рассчитана на продукцию газовых скважин с содержанием воды не более 15 см3/м3, что снижает качество подготовки газа и конденсата.

В процессе разработки основной залежи ОГКМ сложилась ситуация, при которой различные участки месторождения характеризуются различными значениями пластовых давлений и количества поступающей к забоям скважин воды. Даже в пределах одной зоны УКПГ существуют скважины с довольно высоким потенциалом естественной энергии пластового газа и скважины, в которых естественно энергии поступающего к забою газа не достаточно для подъема вода по стволу скважины.

Существующая техника добычи газа и конденсата из обводненных скважин не предусматривает возможности перераспределения пластовой энергии газа между газодобывающими скважинами с целью использования части естественной пластовой энергии отдельных скважин для продления срока эксплуатации обводненных скважин с низкими энергетическими возможностями.

Нередко скважины с разными добывными возможностями подключены к одному шлейфу. Это ограничивает возможность варьирования давлением на устье и уменьшает таким образом период устойчивой эксплуатации обводненных скважин, ограничивает добычу газа скважин, вскрывших низкопроницаемые отложения. При существующей на ГКМ системе сбора к одному шлейфу подключается до 6 эксплуатационных скважин. Скважины, работающие на отдельный шлейф составляют 13% от общего действующего фонда, работающие по две на один шлейф составляют 32%, по три -37%, группа скважин подключенных по четыре, пять и шесть на один шлейф вместе составляют 18% (см. рис. 2.7).

Подготовка газа на УКПГ ведется методом НТС за счет дросселирования газа. В первые годы разработки использовался естественный перепад давления, в настоящее время для всех УКПГ, кроме УКПГ-14,15 используется перепад давления, создаваемый вводом в эксплуатацию дожимная компрессорная станция. Подробное описание о методе подготовки газа на УКПГ -12 приведены в главе 2.

На рис. главы 2 представлена принципиальная схема технологической нитки подготовки газа и конденсата на УКПГ -12. Проектная мощность технологической нитки 4,32 млн. м3/сут. при Р сеп.=6,6 МПа и Т сеп =253 К.

Паспортные данные сепараторов импортной поставки не содержат сведений об эффективности при различных значениях давления, температуры и загрузки сепаратора, что затрудняет прогнозирования работоспособности сепарационного оборудования.

Газожидкостная смесь скважины в шлейф поступает двухфазным потоком. Жидкость представлена в газовом турбулентном потоке каплями различного размера, а также в виде тонкой пленки, движущейся по поверхности трубы под действием газового потока. В процессе движения термобарические параметры смеси меняются, что приводит к фазовым превращениям с массообменном между фазами. Причем образование и укрупнение капель в процессе конденсации идет в условиях термобарической неравномерности. Таким образом, в сепаратор поступает газовый поток, содержащий жидкость в виде капель или пленки, которая дробится, попадая в сепаратор. Образующиеся капли много крупнее капель, содержащих в газовом потоке до разрушения пленки. Эти крупные капли в основном оседают в сепараторе. Поэтому эффективность сепаратора определяется возможностью осаждения капель, находящихся в потоке газа.

Эффективность сепаратора характеризуется коэффициентом эффективности:

& = Qос / Qвх, (2.1)

где Qос -количество жидкой фазы осевшей в сепараторе,

Qвх - количество жидкой фазы, содержащейся в газовом потоке на входе в сепаратор.

На величину эффективности сепаратора оказывают влияния процессы происходящие как в подводящем трубопроводе и установках предварительной конденсации, так и в самом сепараторе.

В настоящее время разработка Иховского газоконденсатного месторождения находится в стадии падающей добычи. Этот период характеризуется:

Прогрессирующим обводнение скважин;

Падением пластового давления до величины, не достаточной для выноса жидкости из ствола скважин;

Исчерпанием избыточного давления, необходимого для подготовки газа на УКПГ методом НТС с применением дроссель эффекта;

Снижением эффективности сепарационного оборудования УКПГ;

Увеличением относительной влажности отсепарированного газа.

В этой связи существующие оборудование УКПГ не обеспечивает проектный режим и качество подготовки газа согласно требованиям проекта.

Согласно генеральной схемы обустройства ГКМ на 1988 -1992гг. («ЮжНИИгипрогаз», 1977г.) и «Комплексного проекта усовершенствования разработки ОГКМ на период падающей добычи» ( ВНИИгаз, 1981г.,том!!!) одним из основных требований к качеству отсепарированого газа является его относительная влажность, которая при транспорте до ОГПЗ на всем протяжении газопроводов не должна превышать 60-65% для предотвращения коррозии и сульфидного растрескивания металла трубопровода.

2.6.1 Характеристика газосборных сетей

Диаметры и длины шлейфов с подключением отдельных скважин к шлейфам представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.

№ шл.

№ ск.

Диаметр, мм

Длина шл. м

1.

12011

12013

219*16

4173

4150

2.

12012

12014

12015

12023

168*12 п-ход

на 219*16

3666

2800

3445

1500

3.

12016

12017

12018

12022

168*12 п-ход

на 219*16

2273

3557

3557

2150

4.

392

445

168*12

168*12

6542

6698

5.

397

442

12007

168*12

168*12

168*12

5619

5188

2761

6.

449

12005

12009

168*12

168*12

168*12

781

2298

2109

7.

438

437

168*12 п-ход

на 219*16

5183

3349

8.

443

265

12008

12010

168*12 п-ход

на 219*16

784 3884

265

1679

9.

10.

465

12004

168*12

168*12

2671

2195

11.

456

457

12003

168*12

168*12

168*12

2121

1236

1976

12.

740

467

738

204д

12001

12002

168*12 п-ход

на 219*16

168*12

168*12

168*12

168*12

5453

3332

4607

5268

5906

6084

13.

735

736

168*12 п-ход

на 219*16

3577

3007

14.

731

460

12020

168*12

168*12

168*12

2978

1270

1758

15.

459-ликв

455.

168*12

1214м

Откуда получили усредненные величины диаметра и длины,

где Dср =193,5*14мм Lср = 4755,3м

2.6.2 Характеристика действующего фонда скважин на 1999 год

Скважины 12000 и 12021 являются поглощающими

К контрольным без шлейфа относятся скважины 373,731,2R , 461.

49 скважины составляет действующий фонд.

44 скважин составляет эксплуатационный фонд.

1 объект вскрывают скважины: 12004,12009,12014,12016,12006.

Все скважины перфорированы кроме 12009-откр.ствол 12006 перф. откр.ствол

2 объект вскрывают скважины: 12008,12013,12015,12018,12022.

Все скважины перфорированы

1 2объект: 392,397,438,735,12001,12002,12005,12007,12011,12012, 12017, скважины 12028,12038 относятся к горизонт. скважинам.

Все скважины перфорированы кроме скв. - 392,397,438,735 и скв. 12001,12017- перфорированы открытый ствол.

2 3 объект: 12010.

перфорирована скважина.

1 2 3 объект: 265,437,442,443,445,449,455,456,457,460,465,467,736, 738,740.

Все скважины имеют открытый ствол кроме скважины 442, - перфорирован. Скв. 12023 является горизонтальной скважиной перфорирована.

Число обводненных скважин:1 объекта -2 -это -12009 и 12014.

2 объекта -0

3 объекта -0

1 2 объекта -4 -это-392,397,438,735,12012

1 2 3 объекта -15 -это 265,437,442,442,445,449,455,456,457,460,465,467,736,738,740.

39 скважин представляют действующий фонд

из них 22 обводненные с выносом пластовой воды

из них 2 скважины 12006 и 12028 простаивающие из-за обводнения.

Технологический режим работы скважин на 1-ый квартал 1999г. УКПГ-12 представлен в таблице 2.18.

2.6.3 Расчет трубопроводов. Работа шлейфа при совместной и раздельной эксплуатации скважин

Потери давления газа при движении газа от пласта до УКПГ связаны: степенью обводненности, состава и вязкости добываемой продукции, депрессии конструкций скважины, образование солевых и грязевых пробок и жидкости в НКТ, гидратообразования.

Основная формула для определения пропускной способности при стационарном движении газа по газопроводу имеет вид:

Q = К*D2,5v Рн ^ 2 - Рк ^ 2 / л * с * Z * T * L (2.2)

Где

Q - пропускная способность газопровода;

Рн , Рк - давление в начале и в конце участка газопровода;

л -коэффициент гидравлического сопротивления;

с - относительная плотность газа;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

Сжимаемость - свойство вещества изменять свой объём под действием всестороннего равномерного внешнего давления. Сжимаемость характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется формулой

T - средняя по участку газопровода температура газа;

L - длина участка;

К = р * Тст * v Rвозд / 4*Рст (2.3)

Размерный коэффициент К зависит от входящих в него параметров и размерностей единиц. Вычислим значение К в системе единиц СИ. Тст = 293,15 0К - стандартная температура, Рст = 101325 Па - стандартное давление, Rвозд = 287,1 м2 /(с 0К) -газовая постоянная воздуха.

Следовательно,

К ? 0,0385

В литературе можно встретить различные значения коэффициента К. эти значения зависят от того, в каких единицах выражены входящие в формулу величины.

Значение коэффициента К.

Таблица 2.6.

Система

Величина

Q

D

P

L

единиц

К

м3/с

м

Па

м

СИ

0,0385

тыс. м3/сут.

см

МПа

м

Промысл-я

33,264

тыс. м3/сут.

м

МПа

м

Промысл-я

33,264*105

м3/сут.

см

кгс/см2

км

смешанная

103,56

млн. м3/сут.

мм

кгс/см2

км

Транспорт-я

0,326*106

млн. м3/сут.

мм

МПа

км

Транспорт-я

3,326*106

Движение газа в газопроводе, как правило, турбулентное. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

л = 0,067 *(2*L/D)0,2 (2.4)

где L = 0,03 абсолютная шероховатость для ОГКМ, D -диаметр.

Формула для разности квадратов давления имеет вид:

Р2н - Р2к = л* с * Z * T * L *(Q*nск)2 (2.5)

Расчет системы сбора по УКПГ-12 заключается в определении взаимосвязи давления и расхода газа в различных точках приследующих заданных исходных величинах -температура газа, плотность газа, диаметр труб, содержание жидкой фазы, конфигурация сети.

Расход газа (м3с) определяется по формуле:

Q=1,2*10^(-2)*Е* v (Р 1 ^ 2 - Р 2 ^ 2)*D ^ 5 / л * сотн * Z * T * L (2.6)

Где:

Е -коэффициент учитывающий содержание в газе жидкой фазы;

D - внутренний диаметр трубопровода, см;

Р1,Р2 - давление в начале и в конце участка трубопровода, МПа;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

сотн - относительная плотность газа;

Z - коэффициент сверхсжимаемости;

T - средняя температура газа в трубопроводе, К;

L - длина участка газопровода, м.

Е = (1,06 0,233 * ц0,32 / н )-1 (2.7)

Где ц - содержание жидкости в газе,см3/м3;

н - скорость газа в газопроводе, м/с.

л = 1,05* лтр (2.8)

лтр = 0,35*(0,053/Re (2k/D)2,16)0,185 (2.9)

Re = н* D*с/м (2.10)

Где к - шероховатость труб;

Re - число Ренольдса;

м - вязкость газа, Па*с;

с - плотность газа, кг/м3.

Расчет производим для трех скважин, подключенных в один шлейф на примере скважин 397,442,12007. Расчетная схема приведена на рис.2.8 и приложении.

Рис.2.8.Схема подключения скважин 397,442,12007 в общий коллектор.

Скв. 442 Скв. 12007

2 4

L=474 м L=160 м Ш168*12

1 L=905м Ш168*12 3 L=2113 м Ш168*12 5 L=2601 м Ш168*12 6 БВН

скв. 397 Lобщ=5619 м Ш168*12

Параметры участков шлейфов

Таблица (2.7)

Участок

Длина, L, м

Dвн, мм

1-3

905 м

168

2-3

474 м

168

3-5

2113 м

168

4-5

160 м

168

5-6

2601 м

168

Произведем расчет устьевых давлений при заданном давлении на БВН при раздельной и совместной работе скважин.

Исходные данные для расчета:

скв.397 скв.442 скв.12007

Дебит газа,тыс.м3/сут 199 99 30

Внутренний диаметр трубопровода, мм 168 168 168

Давление на БВН,МПа 3,8 3,8 3,8

Относительная плотность газа 0,69 0,69 0,69

Средняя температура в газопроводе, К 279,3 279,3 279,3

Содержание жидкости в газе, т/сут. 304 375 0

Шероховатость 0,03 0,03 0,03

Вязкость газа, МПа*с 0,0137 0,0137 0,0137

Плотность газа,кг/м3 34 34 34

Коэффициент сверхсжимаемости 0,85 0,85 0,85

Раздельная работа скважин

Таблица (2.8)

№ скв.

участок

Протяженность,

м

Внутр.

диаметр,м

Расход газа,

тыс.м3/сут

Давление

в начале,

МПа

Давление

в конце,

МПа

397

1-6

5619

0,168

199

4,52

3,8

442

2-6

5188

0,168

99

4

3,8

12007

4-6

2761

0,168

30

3,8

3,8

Совместная работа скважин.

Таблица (2.9)

Участок

Протяжен-ность,

м

Внутр.

Диаметр

Расход газа,тыс.м3/сут

Давление в

начале,

МПа

Давление в

конце,

МПа

5-6

2601

0,168

328

4,6828

3,8

4-5

160

0,168

30

4,6832

4,6828

3-5

2113

0,168

298

5,1914

4,6828

2-3

474

0,168

99

5,203

5,1914

1-3

905

0,168

199

5,2947

5,1914

Проведенные расчеты показывают, что разница величин устьевых давлений при раздельной и совместной работе скважин составило 0,77 МПа для скв.397; 1,2МПа для скв. 442; 0,88МПа для скв.12007.

2.6.4 Алгоритм расчета парожидкостного равновесия многокомпонентных систем по уравнению состояния Пенга-Робинсона

1.задаю исходную информацию:

- состав исходной смеси в молярных долях;

- критические давления Ркр и температуру Ткр , а также ацентрический фактор для каждого компонента рассматриваемой системы;

- рабочее давление Р и температура Т .

2.Расчитывают начальные приближения значений коэффициентов распределения компонентов смеси по формуле:

Кi(0) = ( Pkpi/P)*exp[( 5,372697 (1 щi)*(1-(Tkpi)/T))] (2.11)

Решают уравнения фазовых концентраций и определяют молярную долю паровой фазы методом Ньютона.

N N

?(yi-xi)= ?((зi(Ki-1))/V(Ki-1) 1)=0 (2.12)

i=1 i=1

N N

Vj 1=Vj (?((зi(Ki-1))/V(Ki-1) 1)/ ? ((зi(Ki-1)2)/[V(Ki-1) 1]2) (2.13)

i=1 i=1

1. Находят молярные доли компонентов смеси в паровой уi и жидкой xi фазах.

уi= (зiKi)/(V(Ki - 1) 1) (2.14)

Xi=(зi)/(V(Ki - 1) 1) (2.15)

2. Вычисляют для паровой фазы коэффициенты уравнения состояния Пенга-Робинсона.

Р=(RT)/(V-b)-(a(T))/(v(v b)) (b(v-b)) (2.16)

N N

a=?? зi зjaij (2.17) aij=(1-cij)ai0.5aj0.5 (2.18)

i j

ai=akpiбi(T) (2.19) ai(T)=[1 mi(1-T0.5pri)]2 (2.20)

mi=0.37464 1.5422 щi-0.26992щi2 (2.21)

N

b=? зibi (2.22) akr i=(0.45724R2T2kri) / (Pkri106) (2.23)

i

bi = (0.0778RTkr ) / (Pkr106) (2.24)

Решают уравнение

Z3 - (1-В)Z2 (А-3В2 -2В)Z-(АВ-В2-В3)=0 (2.25)

Где

А = (а*Р*106) / (R2T2) (2.26)

В = (bP*106) / RT (2.27)

Коэффициент сжимаемости паровой фазы соответствует максимальный из положительных действительных корней.

7. Вычисляют для жидкой фазы коэффициенты уравнения состояния Пенга -Робинсона.

8. Решают уравнение (2.26) для жидкой фазы. Коэффициент сжимаемости паровой фазы соответствует максимальный из положительных действительных корней.

9. Определяют последовательно летучести компонентов смеси в жидкой f Р i и правой f РР i фазах.

N

Ln (fi) =Ln ( зiР ) - Ln (Z - В) ( bi / b ) - (А) /( 2 v2В )*[ ( 2?зi (1 -сij)*

j

( аiaj )0,5) /(а) - ( bi / b ) ] * Ln [ ( Z ( 1 v2 ) B) / ( Z - ( v2 - 1) B ) ] (2.28)

10. Корректируют значения коэффициентов распределения по формуле:

К(m)i = К(m-1)I * (f Р i / f РР i ) (2.29)

11. Проверяют неравенство

¦(f Р i / f РР i ) -1¦> 10-4 (2.30)

Если условие (2.39) соблюдается хотя бы для одного компонента, то возвращаются к пункту 3. В противном случае рассчитанные составы паровой уi и жидкой х i фаз являются равновесными и расчет закончен.

2.7 Алгоритм расчета процесса фазовых превращений на УКПГ-12

Расчет на 1 моль F0=1.

1. 1-ая ступень сепарации.

Газ поступает в С-01 с параметрами

Р1= 5,5МПа

Тi =10 0C

C составом исходной пластовой смеси мю.пл.

Получаем: V1 -доля газа yli - состав газа

L1 - доля жидкости xli - состав жидкости

Мнк1 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr1 = F0 * V1 -доля газа (2.31)

Fk1 = F0 * L1 -доля конденсата (2.32)

КГФ1 =Fk1 *Mнк1 / 24,05 * Fг1, кг /м3 (2.33)

2. Жидкость из сепаратора С-01 поступает в разделитель для жидкости С-03, где происходит дальнейшее разделение жидкости на газ, конденсат, ВМС с параметрами:

Р3 =3,8МПа

Т3 =8,8 0С

Исходный состав нестабильного конденсата после С-1 равное составу жидкой фазы мю3i =xli.

Получаем: V3 -доля газа у3i -состав газа

L3 - доля х3i - состав жидкости

Мнк3 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr3 = Fk1 *V3 -доля газа (2.34)

Fk3 = Fk1 * L3- доля конденсата (2.35)

КГФ3 =Fk3 * Mнк3 / 24,05 * Fг3, кг/м3 (2.36)

3. В дальнейшем газовые фазы из сепараторов С-01 и С-03 поступают в низкотемпературный сепаратор С-02, где характеризуется параметрами:

Р2= 3,7 МПа

Т2 = - 20 0С

Исходный состав (смесь газа из С-1 и С-3).

мю2i = (yli * Frl y3i * Fr3)/ (Frl Fr2) ( 2.37 )

Получаем : V2 - доля газа y2i - состав газа

L2 - доля нест.конд. x2i - состав нест. конд.

Мнк2 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr2 = Fr1 Fr3 * V2 - доля газа ( 2.38)

Fk2 = Fr1 Fr3 * L2 - доля конденсата ( 2.39)

2.7.1 Расчет конденсатогазового фактора на УКПГ - 12

Конденсатогазовый фактор рассчитывается по формуле ( 2.40)

КГФсеп.= L*Мнк /24.05*V (2.40)

Для сепаратора 1-ой ступень рассчитываем :

КГФ1= Fk1*Мнк1|24,05 * Fr1 кг|м3 (2.41)

Для сепаратора 2-ой ступени рассчитываем:

КГФ3= Fk3*Мнк3|24,05 * Fr3 кг|м3 (2.42)

Для сепаратора 2-ой ступени рассчитываем:

КГФ2= Fk2*Мнк2|24,05 * Fr2 кг|м3 (2.43)

КГФ для установки рассчитывается:

КГФуст= ((Fk3 Fk2)*Мнк2 3)/24,05*Fr2 (2.44)

Где Мнк2 3 =(Мнк.С3* Fk3 Мнк.С2* Fk2) / (Fk3 Fk2) (2.45)

Анализ результатов расчета:

Расчет КГФ проводился по годам 1998,1999,2000г., который составил соответственно удельный выход конденсата для установки 87г/м3, 34 г/м3 , 46 г/м3.

Молекулярные массы нестабильного конденсата держаться на уровне (56,7-58,3), (65,08-66,65),(62,92-74,7) и плотности соответственно (601,7-606,515кг/м3), (661,3-665,7 кг/м3), (683,3-711,7 кг/м3) по годам соответственно 1998,1999,2000г.

Нагрузка по жидкости в 1-ой ступени сепаратора. Несоответствие фактических и расчетных удельных выходов конденсата связано с наличием в составе газа присутствия воды, что влияет на процесс сепарации. Сопоставление фактических, расчетных, проектных ВНИИГаз, расчетных ВУНИПИГаз, по паспорту ПГПУ и масштабных удельных выходов конденсата приведены в таблице 2.23

Сравнение выходов конденсата

Таблица 2.23

Добыча газа

Добыча нестаб.

Результаты расчетов по уд. выходу

Удельн Выход фактич-ки

Потенциальное содержание

С5 и , г/м3

Год

млрд. м3

кон-та,

г/м3

кон-та,

г/м3

кон-та,

г/м3

Проект

ВНИИГаз

Расчет

ВУНИПИГаз

Паспорт

ПГПУ

Масштаб

Исслед.

ПГПУ

1998

1,4

96,6

87

67,77

65,21

60,35

1999

3,68

79,4

34

21,6

38,83

26,05

23,45

25,00

2000

3,28

119,3

46

36,4

36,73

24,44

20,64

23,46

Расхождения обусловлены тем, что расчетная модель не учитывает потерь и снижения выхода конденсата из-за не обеспечения условий выноса жидкости с забоя скважин, потерь конденсата вследствие площадных и вертикальных перетоков из-за неравномерности дренирования порового объема залежи, обводнения скважин.

2.7.2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА

В период разведки Иховского газоконденсатного месторождения были проведены газоконденсатные исследования на 8 скважинах, расположенных равномерно по всей площади месторождения.

В результате исследований была определена величина начального потенциального содержания углеводородов С5 в на уровне 76 г/м3, состав пластового газа, плотность, коэффициент сверхсжимаемости, критические параметры газа, плотность стабильного конденсата и определен выход конденсата при одноступенчатой и двух ступенчатой сепарации. Результаты исследований приведены в таблицах 2.24 - 2.25

Результаты исследований при одноступенчатой сепарации

Таблица 2.24

Выход конденсата,см3/м3

Температура,

Давление, МПа

4,0

6,0

7,5

9,0

Нестабильного

-10

125

143

138

123

Стабильного

-10

82

91

82

70

Нестабильного

0

115

132

127

116

Стабильного

0

75

81

75

63

Нестабильного

10

107

120

177

107

Стабильного

10

67

73

67

58

Результаты исследований при двухступенчатой сепарации

Таблица 2.25

Давление

Сепарации, МПа

Температура

Сепарации, 0С

Выход конденсата

I ступень

II ступень

1ст.

2ст.

1ст.

2ст.

см3/м3

г/м3

см3/м3

г/м3

11,0

6,8

8

-18

100

60-42

57

34-23

При изучении газоконденсатной характеристики по разрезу установлено, что конденсатность основной залежи НГКМ не одинакова и уменьшается снизу - вверх 76,3 г/м3 до 64 г/м3, то есть проявляется характерная особенность залегания пластового газа - неравномерность распределения углеводородных и неуглеводородных компонентов.

Давление начала конденсации равно начальному пластовому давлению. Давление максимальной конденсации составило 5,0 МПа. После ввода в эксплуатацию первой и второй очереди обустройства НГКМ (УКПГ - 2,6,7 и УКПГ-3,8,9) совместно с институтом ВНИИГаз с целью уточнения газоконденсатной характеристики были проведены газоконденсатные исследования с использованием технологических ниток УКПГ и замерных сепараторов, смонтированных на каждом УКПГ.

Проведенными промысловыми исследованиями установлено, что начальная потенциальное содержание С5 в по НГКМ несколько ниже и равно 73,6 г/м3. По результатам исследований была построена прогнозная кривая изменения потенциального содержания конденсата в зависимости от пластового давления.

Прошедший период эксплуатации НГКМ показал, что фактические показатели разработки в целом соответствуют принятым проектным решениям. Однако в динамике выхода конденсата почти самого начала разработки наметилось отставание, величина которого с каждым годом становилась ощутимее. Для исправления создавшейся ситуации, в рамках составления нового проекта разработки НГКМ 1994 г., институтом ВолгаУралНИПИГаз в начале 90-х годов был проведен анализ динамики выхода С5 в на НГКМ и пересмотрена кривая выхода конденсата.

Основой для этого послужили проведенные за период эксплуатации газоконденсатные исследования опорных скважин, проводимые ВолгаУралНИПИГазом и ЦНИПР газопромыслового управления, а также статистически анализ паспортных данных на добываемую продукцию по зонам УКПГ.

На основе анализа были восстановлены первоначальные составы пластовых смесей, получены корреляционные зависимости молярной доли компонентов и потенциального содержания С5 в от давления, проведен расчет истории показателей добычи С5 в по всему месторождению в целом и по зонам УКПГ.

Так, по зоне УКПГ-12 уравнение для расчета мольной доли содержания С5 в имеет вид:

ПС5 в =25,51288 -0,0807602*Рпл 0,0006347135*Рпл2 4,327*10-6*Рпл3 (2.56)

В таблице 2.26. приведены значения потенциального содержания углеводородов С5 в по проекту ВНИИГаза, расчетные величины ВУНИПИГаза, отчетные паспортные данные и результаты масштабных газоконденсатных исследований ЦНИПР ПГПУ по зоне УКПГ-12, проводимых с 1983г. Расчетное значение начального содержания С5 в составляет 74,37 г/м3, что близко к проектному ВНИИГаз -73,15 г/м3 .

Из приведенных данных видно, что расчетные значения в целом отражают фактическую динамику добычи конденсата и потенциала С5 в наметившиеся в последние годы расхождения обусловлены тем, что расчетная модель не учитывает потерь и снижения выхода конденсата из-за не обеспечения условий выноса жидкости с забоя скважин, потерь конденсата вследствие площадных и вертикальных перетоков из-за неравномерности дренирования порового объема залежи, обводнения скважин. В таблице 2.27 представлен материальный баланс углеводородов по зоне УКПГ-12 по результатам масштабных исследований на середину 2000 года.

Содержание С5 в по зоне УКПГ-12

Таблица 2.26

Добыча газа

Добыча нестаб.

Рпл.

Удельн. выход

Потенциальное содержание

С5 в ,г/м3

год

Млрд.м3

Кон-та,

Тыс.т

МПа

Кон-та,

г/м3

Проект

ВНИИГаз

Расчет

ВУНИПИГаз

Паспорт

ГПУ

Масштаб исслед.

ГПУ

1971

20,60

73,15

74,37

1972

20,27

71,99

72,17

1973

20,26

71,96

72,10

1974

20,16

71,62

71,46

1975

19,92

70,81

69,97

1976

19,40

68,78

66,32

1977

0,10

19,31

77,78

67,89

64,77

1978

1,4

96,6

19,27

67,77

65,21

60,35

1979

4,2

284,4

17,76

67,41

62,90

56,83

1980

4,65

293,5

17,3

63,12

60,27

53,14

1981

4,4

279,6

16,55

63,43

58,20

50,49

51,49

1982

4,75

283,9

15,95

59,82

57,13

49,19

49,77

1983

4,63

293,5

15,38

64,34

55,26

47,03

45,31

46,73

1984

4,53

285,1

14,86

62,92

53,47

45,09

45,62

44,49

1985

4,6

267,4

14,6

58,7

51,81

43,39

39,96

41,19

1986

4,55

234,4

13,99

51,5

50,26

34,83

34,74

33,48

1987

4,68

171

13,67

36,4

47,97

32,70

28,11

32,03

1988

4,59

142

13,26

30,9

46,48

31,46

31,83

33,94

1989

4,4

125,5

13,02

29,2

45,84

30,97

33,40

31,32

1990

4,7

116,7

12,39

24,9

43,08

29,04

32,22

32,67

1991

4,43

95,3

12,54

21,5

41,35

27,99

25,98

26,80

1992

3,93

84,5

11,82

21,5

40,38

27,24

25,56

26,09

1993

3,68

79,4

11,17

21,6

38,83

26,05

23,45

25,00

1994

3,31

68,1

10,88

20,56

37,13

24,74

22,91

24,20

1995

3,28

119,3

10,6

36,4

36,73

24,44

20,64

23,46

1996

3,25

105,6

10,4

32,4

35,24

23,30

20,78

22,28

1997

3,22

83,9

10,18

26,05

34,05

22,39

20,14

21,47

Значительное снижение удельного выхода конденсата за 2001 год отмечается по УКПГ-12 на 3,69 г/м3 , а за 1997 -1999г.г. снижение удельного выхода составило 22,36 г/м3.

Средневзвешенное содержание С5 выше в добываемой смеси по масштабным исследованиям по Иховскому нефтегазоконденсатному месторождению за полугодие составило 26,00 г/м3, за год увеличение потенциала на 0,14 г/м3.. Содержание С5 выше в нестабильном конденсате 11,91 г/м3 (за 1998 год было 12,21 г/м3) в газе сепарации -13,68 г/м3 (1998 год -13,65 г/м3 ). Результаты масштабных промысловых газоконденсатных исследований и результаты исследования опорных скважин приведены в таблицах 2.28.

Изменение потенциального содержания углеводородов С5 при разработке ОГКМ со снижением пластового давления (1) и количеством углеводородов С5 выделяющихся в пласте (при забойных зонах(2)).

Сепарационная установка «Порта-Тест» используется для исследования смеси получать данные о содержании С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5 , количестве стабильного конденсата, потерях конденсата в пласте, извлекаемых запасов конденсата и для построения изотерм конденсации. Пробы отбираются из сепаратора в баллон объёмом 40*10-3 м3. Объём конденсата (100-200)*106 м3.

Отобранные пробы изучают в системе PVT, то есть в установках УГК-3 или в их аналогах. Для построения изобар конденсации в промысловых сепараторах воспользуемся программой Брусиловского «Расчёт фаз. равновесия без смешения потоков». Расчёт производился на ЭВМ.

УКПГ-12. 2-ая ступень. Зима Тс-01=50С.

1. Р=6,5 МПа Т=-100С КГФ=14,881 г/м3.

2. Р=6,5 МПа Т=00С КГФ=4,897 г/м3.

3. Р=6,5 МПа Т=50С КГФ=1,504 г/м3.

2-ая ступень. Лето Тс-01=50С.

1. Р=7 МПа Т=-100С КГФ=20,491 г/м3.

2. Р=7 МПа Т=00С КГФ=8,762 г/м3.

3. Р=7 МПа Т=50С КГФ=4,388 г/м3.

На основании расчётных данных построены графики зависимости qнк от t.

2.8 Прогнозный расчёт основных показателей системы сбора и транспорта.

1. Расчёт давления на выходе УКПГ то есть на БВН.

Рбвн=vРу^2-(л*с*Тср*Zср*Lшл)/(К*Е^2*Dшл^5) (2.57)

Где Zср=[0,4Lg(Тср/Ткр) 0,73]^Рср/Ркр 0,1*Рср/Ркр (2.58)

Zср -коэффициент сверсжимаемости, определяется по формуле (2.58);

Е -поправочный коэффициент, учитывающий снижение пропускной способности газопровода от наличия в нём жидкости, определяется по формуле:

Е=(1,06 0,233*К0,32/W) (2.59)

К-содержание жидкости в газовом потоке;

W-скорость газа в газопроводе м/с, определяется по формуле:

W=(0,050975*Qci2*Tcp*Zcp) / Dш5*Рcр (2.60)

Где Dш - диаметр шлейфа 10-2 м;

Lш - длина шлейфа, м;

Рср - среднее давление в шлейфе между Рбви и Ру;

Тср - среднее давление в шлейфе между Тбвн и Туст

2 Коэффициент сжимаемости газа на дожимной компрессорной станции также определяется по формуле (2.58) для Рсрдкс. В данном случае Рсрдкс - среднее давление на ДКС, рассчитанное как среднее арифметическое значение между Рвх и Рвых.

2.9 ПРОГНОЗ МОЩНОСТИ ДКС

В настоящее время, на стадии падающей добычи при снижении давления более чем на 10 МПа, осушка газа с использованием НТС оказалось не эффективной, а предусмотрены проектом технологические перевооружения и реконструкции УКПГ использование на этом этапе пропановых, холодильных установок не реализовано, поэтому газопроводы работают в условиях 100% влажности газа и присутствии в трубопроводах свободной влаги.

Дожимные компрессорные станции рассчитаны на перекачку природного газа, содержащего до 4,5% (объемные доли) H2 S, до 1,8% СО2 при 100% влажности, при наличии до 5 гр/нм3 капельной влаги и жидкостных пробок в объеме не более 15м3/ч. Максимальное статистическое давление в трубопроводах и оборудовании составляет 6,6 МПа, температура на выходе в дожимной компрессорной станции до 15 0С, после компрессора 80 0С, после холодильных установок на выходе из ДКС не выше 40 0С.

На принятой в проекте технологической схеме подготовки и компримирования поступающей на ДКС из газопроводов УКПГ - ОГПЗ газ с рабочим давлением 3,0-3,2 МПа по шлейфовым газопроводам D =700мм проходит через первичные сепараторы, предназначенные для выделения из газа основного объема капельной влаги, твердых частиц и жидкости, поступающей в виде жидкостных пробок, подается в подземный коллектор и затем, по технологическим трубопроводам, проходя дополнительную осушку и очистку в фильтрах сепаратора подается в компрессор , предназначенный для повышения давления газа с 3,0 МПа до 6,6 МПа. После компримирования газ, имеющий температуру до 80 0С, охлаждается в холодильных установках обеспечивающих снижение температуры газа ниже 40 0С, поступает в коллекторы D = 1000мм и по шлейфовым трубопроводам D =700 мм возвращается соединительные газопроводы для транспортирования до ОГПЗ.

В состав компрессорной станции входит следующее основное оборудование:

· Узлы подключения ДКС, трубопроводы D=700 мм детали запорнорегулирующей арматуры;

· Входные сепараторы;

· Фильтры сепаратора;

· Компрессоры;

· Воздушные холодильники;

· Установки разгазирования, разделения и перекачки конденсата;

· Факельные системы;

· Стационарные коллекторы.

Расчет мощности ДКС производим для центробежного компрессора по формуле:

Nдкс = (0,139*G*Zcр*Т1) | (з *Mm)* Rm -1 (2.61)

Где

G - расход газа кг/мин.;

Zср - средний коэффициент сжимаемости

Т1 температура газа на выходе, К;

М - молекулярная масса газа;

з - К.П.Д. компрессора;

m = (к-1) / к - показатель адиабаты;

R=Р2 /Р1 - степень сжатия;

Здесь

Р1, Р2 -соответственно давление на выходе и выкиде компрессора, МПа;

G = с Qгод *(109 / (365*24*60)), кг/мин, (2.62)

Здесь

с - плотность газа, кг/м3

Qгод -годовая добыча газа, млрд.м3

Zср = (Z1 Z2) / 2, (2.63)

Здесь

Z1,Z2 - соответственно коэффициент сжимаемости на условия входа

и выкида;

Температура газа на выкиде определяется по формуле:

Т2 = Т1 *(Р2/Р1)*к зпол , К (2.64)

Где

зпол - политропический К.П.Д. компрессора;

Количество агрегатов ГТК -10 определяется по формуле:

n= Nдкс / Ni (2.65)

Исходные данные расчета:

Марка применяемого компрессора - ГТК - 10

Мощность компрессора - Ni = 10 КВТ

К.П.Д. компрессора - з = 0,65

Политропический К.П.Д. - зпол =0,85

Температура на выходе - Т1 = 278 К

Показатель адиабаты - К =1,3

Плотность газа - с = 0,796 кг/м3

Давление на выходе - Р2 =6,6 МПа

Данные расчета сведены в таблицу 2.29

Расчет мощности ДКС

Таблица 2.29

Год

Qr

млрд.м3

Рвх,

МПа

Степень

сатия

Nдкс,

КВТ

Кол-во

агрегатов

1999

2,8

2,5

2,6

9782

1

2000

2,7

2,2

3

10840

2

2001

2,61

2,1

3,14

10984

2

2002

2,46

1,9

3,47

11394

2

2003

2,32

1,9

3,47

10746

2

2004

2,19

1,8

3,66

10654

2

2005

2,11

1,7

3,88

10791

2

2006

1,99

1,65

4

10439

2

2007

1,88

1,5

4,4

10663

2

2008

1,82

1,4

4,71

10894

2

2009

1,71

1,3

5,07

10823

2

2010

1,62

1,29

5,11

10312

2

2011

1,56

1,16

5,68

10715

2

2012

1,47

1,11

5,94

10409

2

2013

1,39

1,10

6,0

9904

3

2014

1,35

1,10

6,0

9646

3

2015

1,31

1,10

6,0

9334

3


  • Оренбургской области
  • Оренбургский газоперерабатывающий завод