Оценка эффективности подготовки газа на Заполярном месторождении
Содержание
Введение………………………………………………………… |
4 |
1 Геолого-промысловая характеристика месторождения………………... |
6 |
|
6 |
|
8 |
|
9 |
|
11 |
|
11 |
|
12 |
|
12 |
|
13 |
|
14 |
|
16 |
|
18 |
|
20 |
|
27 |
|
27 |
|
32 |
6.3 Технологический расчёт МФА подготовки газа (ГП-502.00.000)…… |
35 |
Заключение…………………………………………………… |
48 |
Список использованной литературы………………………………………... |
49 |
Введение
Освоение Заполярного
нефтегазоконденсатного месторождения —
крупнейший газовый проект, успешно реализованный
в начале XXI века.
Месторождение находится в южной части
Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного
округа, в 220 км от Нового Уренгоя. По объему
запасов Заполярное месторождение относится
к категории уникальных — 3,2 трлн. кубических
метров в год.
От других месторождений отличается компактностью. Площадь Заполярного — 8745 га, в длину оно простирается на 50 километров, в ширину — на 30. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя (самыми мощными в мире) установками комплексной подготовки газа.
Освоение региона начато в 1972 введением в разработку Медвежьего месторождения, затем Уренгойского (1978), Ямбургского (1986), Заполярного (2001). Сегодня более 60 % добываемого в России газа получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области.
Характерная черта развития газовых промыслов — систематический рост единичных мощностей промысловых сооружений и автоматизация основных технологических процессов. На Заполярном НГКМ действуют полностью автоматизированные установки комплексной подготовки газа. Производительность одной технологической нитки установки ГП – 3С достигает 10 млн. м3 в сутки. На этом месторождении весь технологический процесс — от скважин до замерного узла управляется дистанционно с диспетчерского пульта. Широкое распространение получила автоматизированная система управления, всем комплексом промыслового хозяйства, включая технологические процессы эксплуатации газовых залежей.
Задачей курсового проекта является анализ работы системы сбора и подготовки природного газа сеноманской залежи Заполярного газоконденсатного месторождения на примере УКПГ-3С.
В настоящее время РАО
“Газпром” рассматривает
1 Геолого-геофизическая
характеристика месторождения[
1.1 Общие сведения о месторождении
Заполярное месторождение расположено в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья, в 80 км к юго-востоку от районного центра Тазовское. (рисунок 1.1)
Климат района резко континентальный
с продолжительной суровой
Среднегодовая температура минус 100 С. Устойчивые морозы держатся 210 дней. Самые холодные месяцы - январь, февраль. Морозы достигают минус 45 - 500 С. Самый тёплый месяц - июль, его средняя температура 15 - 170 С.
Открыто месторождение в 1965 году.
В первые годы (1965-1972 гг.)
изучалось геологическое строение
сеноманской и туронской
Рисунок 1.1- Схема разрабатываемых
месторождений Ямало-Ненецкого
1.2 Тектоника
В тектоническом отношении Заполярное месторождение расположено в пределах Надым-Тазовской синеклизы, Хадырьяхинской моноклинали, ослож-нённой валами (Западно-Заполярным, Ярояхинским и др.), куполовидными поднятиями (Заполярным, Тазовским) и разделяющими их прогибами (Приза-полярным и др.) и котловиной (Ярояхинской).
Заполярная структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами осей 54 х 108 км и амплитудой более 250 м. По кровле нижнехетской свиты Заполярное поднятие оконтуривается изогипсой минус 3025 м и представляет собой одновершинную складку северо-восточного простирания с амплитудой более 250 м и размерами осей 47 х 25 км.
Аналогичная характеристика структурного плана по отложениям сухо-дудинской, малохетской и других свит.
По кровле суходудинской свиты поднятие оконтуривается изогипсой минус 2450 м с амплитудой более 240 м , размером 45 х 26 км.
По кровле малохетской
свиты структура
По кровле сеноманских
отложений месторождение
По кровле туронского яруса структурный план имеет унаследованный вид, оконтуривается изогипсой минус 1260 м с амплитудой около 145 м, размерами 38 х 20 км.
Отмечается закономерность в уменьшении амплитуды продуктивных горизонтов вверх по разрезу.
1.3 Нефтегазоносность
Заполярное месторождение
расположено в Тазовском
Запасы углеводородов
Заполярного месторождения
Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах 1102,4-1343,6 м (абс.отм.-1048,4-1306,9 м).
Продуктивная толща сеномана
представлена чередованием песчаных и
алевролито-глинистых пластов различной
толщины, неоднородных по составу. В
разрезе преобладают песчано-
В газоносной части сеноманской залежи доля проницаемых пород составляет 72%. Структурная карта по кровле продуктивного пласта представлена на рисунке 1.3.1.
Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт “Т”, толщиной 30-35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь.
Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При разведке изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс.м3/ сут , на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,02-1,70 МПа.
Газоводяной контакт по комплексу геофизических исследований скважин прослеживается на отметках минус 1299,5-1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении.
В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность следующих пластов : БТ2-3, БТ6-8, БТ10, БТ111, БТ112 .
В настоящее время ведутся подготовительные работы к промышленной эксплуатации неокомских нефтегазоконденсатных залежей, и в пробной эксплуатации находится 4 скважины куста №24. газоконденсатная смесь подаётся на установку подготовки моторных топлив, где из смеси выделяется конденсат, а газ сепарации подается на установку подготовки сеноманского газа для реализации потребителям.
Рисунок 1.3.1 Структурная карта по кровле продуктивного пласта
1.4 Основные параметры продуктивной толщи
1.4.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность
Пористость определена двумя способами: по методу Преображенского на керне в лаборатории и по данным промысловой геофизики. В целом по Заполярному месторождению строение сеноманской залежи сходно с разрезом одновозрастных залежей месторождений севера Тюменской области и представляет собой переслаивание песчаников, алевролитов и глинистых пород, соотношение между которыми изменяется как по площади, так и по разрезу.
Коллекторами газа являются песчаники и алевролиты мелко и средне-зернистые, в различной степени глинистые, сильнокаолинизированные, местами известковистые.
По гранулометрическому
составу в коллекторах
Наиболее часто встречаются значения пористости (по керну) 32,5-35,5% , в среднем Кп= 30,6%.
По материалам промысловой
геофизики коэффициент
Остаточная водонасыщенность (Ков) колеблется от 4 до 96%. Средне-взвешенное значение Ков составляет 29,6% .
Средневзвешенное значение
проницаемости из
По результатам расчётов параметров сеноманской продуктивной толщи построены карты Кпэф× Нэф. и Кпр× Нэф.
1.4.2 Толщины проницаемых пластов
Коллекторами газа являются песчаники и алевролиты слабосцементи-рованные, в различной степени рыхлые.
Точность отбивки границ пластов равна 0,2 м. Максимальная толщина выделяемого прослоя составляет 0,4 м.
Ухудшение коллекторских свойств сеноманской залежи связано, в основном, с увеличением глинистости.
Наиболее высокие значения эффективных газонасыщенных толщин характерны для сводовой части, составляющая 169,6 м. Минимальное значение эффективной толщины равно 4,2 м.
1.5 Состав газа
Газ сеноманской продуктивной толщи имеет метановый состав (содержание СН4 - 98,33%).
Газ сухой, содержание тяжёлых углеводородов в среднем составляет 0,13%, С5+в в пробах свободного газа не обнаружено. Содержание азота составляет 1,1% , углекислого газа - 0,33% (таблица 1.5.1)
Таблица 1.5.1 - Средний состав свободного газа сеноманской залежи ЗНГКМ
Кол-во Проб |
Состав газа в объёмных процентах по воздуху | |||||||||
СО2 |
N2 |
He |
Ar |
H2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
C4H10 |
C5H12 | |
|
29 |
0,33 |
1,1 |
0 |
0,005 |
0,006 |
98,33 |
0,11 |
0,02 |
следы |
н/обн. |
В непромышленных концентрациях содержатся инертные газы Аr+He - 0,013%. В незначительном количестве присутствует водород (0,006%), этан (0,11%), пропан (0,02%), бутан (следы).
Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,56 . Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 32373-34208 кДж/кг - в среднем 33019 кДж/кг.
Среднекритические параметры, рассчитанные для среднего состава газа, составляют: Ркр=4,686 мПа, Ткр = 190,18 К .
Коэффициент сверхсжимаемости равен 0,836.
Средние пластовые температуры изменяются от 590 С в кровле комплекса до 790 С в его подошвенной части. Пластовое давление составляет 12,98 МПа.
1.6 Основные физико-химические
и технические свойства
Получаемая на промысле товарная продукция - очищенный от механических примесей и капельной жидкости природный газ (физико-химические и технические свойства газа представлены в таблице 1.6.1)
Таблица 1.6.1 - физико-химические и технические свойства газа
газ без цвета, запаха и вкуса; |
|
температура кипения,°С |
- минус 161.6; |
температура самовоспламенения,°С |
- 537; |
величина предельно-допустимой
концентрации |
- 300; |
пределы взрываемости в смеси
с воздухом, % об: |
|
2 Конструкция газовых скважин[3]
На месторождении принята следующая конструкция скважин:
кондуктор - D=324 мм, Н=550м, эксплуатационная колонна - D=219мм, Н=1250 м (проектная глубина), НКТ в основном, D=168 мм.
Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.
Устьевое оборудование
скважин предназначено для
Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -60 0С.
На рисунке 2.1 схема оборудования устья и ствола сеноманской скважины.
Рисунок 2.1 − Схема оборудования устья и ствола сеноманской скважины
3 Анализ состояния разработки месторождения[3]
Запасы газа сеноманской залежи по зоне УКПГ-2С утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1999 год в объёме 846 млрд. м3. динамика разработки месторождения на шестилетний период добычи и её обобщенные технологические показатели по годам представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Tехнологические показатели по годам
Год разработки |
Добыча газа, млрд. м3 |
Суточная добыча газа |
Дебит скважин |
Давление пластовое |
Давление устье-вое |
Депрессия на пласт |
Фонд Скважин |
Темп отбора газа за год |
Темп отбора накопленный | |
за год |
Всего |
млн.м3 |
тыс. м3/сут |
МПа |
МПа |
МПа |
Ш.т |
% |
% | |
2003 |
24.0 |
24.0 |
65.75 |
598 |
12.48 |
11.4 |
0.05 |
110 |
2.83 |
2.83 |
2004 |
41.7 |
65.7 |
114.25 |
718 |
12.13 |
10.5 |
0.05 |
159 |
4.93 |
7.76 |
2005 |
32.5 |
98.2 |
89.0 |
560 |
11.74 |
10.5 |
0.03 |
159 |
3.8 |
11.6 |
2006 |
32.5 |
130.7 |
89.0 |
560 |
11.33 |
10.1 |
0.03 |
159 |
3.8 |
15.5 |
2007 |
32.5 |
163.2 |
89.0 |
560 |
10.9 |
9.7 |
0.03 |
159 |
3.8 |
19.3 |
2008 |
32.5 |
195.7 |
89.0 |
560 |
10.5 |
9.3 |
0.03 |
159 |
3.8 |
23.1 |
Для обеспечения добычи газа в объёме 32.5 млрд.м3 проектом разработки предусматриваются 159 эксплуатационных скважин, сгруппированные в 24 куста (в том числе одиночные наблюдательные скважины 3н, 8н и наблюдательные в составе кустов 203, 207, 208, 215, 216). На площадке куста располагается от 5 до 7 скважин. Коэффициент эксплуатации скважин принят равным 0,95.
В ранее выполненных расчётах показателей разработки для сеноманской залежи Заполярного месторождения в качестве основных рассматривались уровни годовой добычи в 80, 100 и 120 млрд.м3. За базовый при этом принимался годовой отбор 100 млрд.м3. Техническим заданием на составление “Корректив комплексного проекта разработки Заполярного месторождения” по сеноманской залежи предусмотрены следующие варианты:
1) годовой отбор 80 млрд.м3;
2) годовой отбор 80 млрд.м3, с пиковыми нагрузками в I и IV кварталах до 100 млрд.м3;
3)годовой отбор 100 млрд.м3.
Во всех вариантах показатели
разработки рассчитаны с поквартальной
разбивкой объёмов годовой
4 Система сбора и подготовки газа к транспорту [1]
Исходя из анализа фактических промысловых данных, для сеноманской залежи Заполярного месторождения рекомендуется лучевая система сбора.
В соответствии с ней сбор газа от скважин в кустах осуществляется выкидными линиями длиной 50-100 м и диаметром 100-159 мм. От каждого куста до УКПГ прокладывается индивидуальный шлейф увеличенного диаметра, так как минимальная суточная производительность одного куста составит 3,5-4,0 млн.м3/сут, а максимальная 6 млн.м3/сут. При гидравлическом расчёте газосборных сетей исходим из обеспечения потерь давления в шлейфах протяжённостью до 8 км не выше 5 % от устьевого давления, соответствующих средним фактическим значениям для газосборных сетей Уренгойского, Медвежьего и Ямбургского месторождений.
Исходя из геокриологических и ландшафтных условий шлейфы прокладываются двумя способами надземным и подземным. На вечномёрзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеях на глубину 0,8 м; на участках с просадочными грунтами и уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды - надземный способ прокладки.
Проведенные расчёты показали, что температурный режим работы системы внутрипромыслового сбора будет жёстким. Так при подземной прокладке шлейфов и суточном расходе 6 млн.м3 температурный запас обеспечит безгидратную эксплуатацию в радиусе до 1 км при наиболее неблагоприятных условиях в начальный период эксплуатации. К десятому году разработки граница безгидратного транспорта увеличится до 5,0-7,0 км. В конце периода постоянной добычи шлейфы выходят на безгидратный режим эксплуатации. Поэтому для всех кустов необходимо предусмотреть впрыск ингибитора гидратообразования в начальный период эксплуатации. Удельный расход метанола составляет 0,5 кг/1000 м3 в начале эксплуатации и 0,2 кг/1000 м3 на 10-й год. Подача газа на головные сооружения магистрального газопровода будет осуществляться по двум межпромысловым коллекторам диаметром 1420 мм и длиной 19 км. Газосборные сети представляют собой систему внутрипромысловых газосборных шлейфов диаметром 426´16 и 325´14, предназначенную для подачи газа от 24 кустов скважин на установку комплексной подготовки газа. Схема сбора газа лучевая. Прокладка газопроводов шлейфов - подземная в теплоизоляции. Сырой газ с кустов скважин поступает в пункт переключающей арматуры и сепарации. Поскольку рабочее давление в системе осушки принято равным 7,6 МПа, то в первые годы эксплуатации месторождения входное давление снижается входными кранами-регуляторами до этой величины.
5 Описание технологического процесса и технологических схем производства [1]
Здание переключающей арматуры.
Сырой газ по шлейфам с давлением Рр=11.0 МПа и температурой 9¸6°С поступает во входные линии зданий переключающей арматуры (ЗПА №1 и ЗПА №2) УПГ. Входные линии ЗПА обеспечивают подачу газа из шлейфов на УПГ или прекращение этой подачи, продувку и сброс газа из шлейфов на горизонтальное факельное устройство, контроль и редуцирование давления газа.
К ЗПА1 подведены шлейфы от 13 кустов скважин. Из них шлейфы от шести кустов - №118 и 121, № 119 и 122, №123 и 120, через краны К1 объединены в три входные линии. К ЗПА2 подведены шлейфы от 10 кустов скважин.
Перед входом в
ЗПА-1 от кустов скважин № 118-123 до их
объединения предусмотрены
В каждом ЗПА размещено по 10 входных линий Ду300, устройства управления вводом метанола во входные линии и на кусты.
Внутри ЗПА на каждой входной линии последовательно установлены:
- ручной кран соединяет шлейф при его продувке с коллектором. На выходе коллекторов из каждого ЗПА установлены пневмоприводные краны, после которых коллекторы объединяются в один газопровод на горизонтальный факел;.
- кран пневмоприводной для отключения входной линии от шлейфа;
- узел впрыска метанола ;
- клапан регулирующий для редуцирования давления до Рр=8.0;
- линии для освобождения входных ниток на свечу с задвижками ;
- клапан предохранительный пилотный, защищающий линию от превышения давления. Клапан может быть отключен от отводящего коллектора задвижкой с ручным приводом;
Кроме перечисленного, на входной линии установлены средства, обеспечивающие функции измерения, регулирования, аварийной сигнализации, дистанционного управления, сигнализации состояния и противоаварийной защиты.
Сырой газ из входных линий поступает в выходной коллектор Æ1020, расположенный за пределами ЗПА. Участок коллектора с входными линиями от ЗПА №1 отделен от участка с линиями от ЗПА №2 краном пневмоприводным КП3. Оба участка коллектора имеют по линии для освобождения на свечу с краном пневмоприводным , а также по 6 линий Æ426 с кранами пневмоприводными , по которым сырой газ направляется к технологическим линиям в цеха осушки газа: от ЗПА №2 в цех по РП и от ЗПА №1 в цех . Каждая из них оснащена отводом с электроприводной задвижкой для освобождения от газа на свечу и линией с вентилем для подачи в трубу, при необходимости, метанола.
Цех осушки газа.
В цехе осушки установлено шесть идентичных технологических линий производительностью 10 млн.м3/сут каждая.
Каждая линия содержит в своём составе:
- блок газосепаратора с промывочной секцией ;
- блок абсорбера ;
- арматурный блок абсорбера ;
На линии входа газа в блок газосепаратора установлен кран проходной пневмоприводной (Ду400, Ру12.5) с байпасной линией, укомплектованной задвижкой (Ду50, Ру16). Задвижка предназначена для плавного увеличения давления в аппарате во время пуска установки.
Блок газосепаратора
с промывочной секцией
В средней и верхней частях аппарата размещены 4 тарелки. Первая над кубовой частью - сепарационная, предназначена для отделения от газа жидкой фазы. На ней установлено 112 центробежных сепарирующих элементов.
В середине аппарата две массообменные тарелки, содержащие по 190 массообменных элементов. На этих тарелках осуществляется отмывка газа рефлюксной водой от солей и механических примесей. Рефлюксная вода подается на верхнюю массообменную тарелку из ёмкости установки регенерации ДЭГа насосами.
Верхняя тарелка предназначена для улавливания из потока газа капельной жидкости, она также оснащена 112-ю сепаририрующими элементами.
Блок газосепаратора с промывочной секцией кроме трубопроводов подвода и отвода газа обвязан следующими коммуникационными линиями:
- линия подвода рефлюкса на верхнюю массообменную тарелку;
- линии отвода из кубовой части промывочной и отсепарированной жидкости;
- дренажная линия с задвижками.
Газ, очищенный от пластовой воды, мех примесей и солей, отводится с верха блока по трубопроводу Æ 426´14 и подаётся в блок абсорбера .
Блок абсорбера представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1 800 и высотой 12 200. Аппарат состоит из трех функциональных секций ( Рисунок 5.1):
Рисунок 5.1 Абсорбер (ГП – 502.00.000)
- нижняя, кубовая - используется как ёмкость для сбора жидкости;
- средняя - массообменная;
- верхняя - каплеотбойная.
