Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

Геологическое строение Ямбургского месторождения: краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение зон возможного гидратообразования сеноманской залежи, расчет расхода ингибитора. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

На протяжении последних 25-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90 % доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.
Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 году бурением поисковой скважины №2. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс. м3/сут. Месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской низменности на Тазовском полуострове в 60 км северо-западнее Уренгойского и в 80 км северо-восточнее Медвежьего месторождений. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях Ямбургского месторождения.
Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 15 лет и в настоящее время вступило в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.
Для сбора газа на УКПГ Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно - кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ш 530 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (более 8 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ш 57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4 - 10,0 МПа при температуре 10 - 16?С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12 - 13?С следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.
Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола, подаваемый на устье скважин. В данном дипломном проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины и в шлейфы для предотвращения выпадения гидратов.
1. Геологическое строение Ямбургского месторождения. Геолого-промыслов ая характеристика месторождения
В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).
Населенные пункты здесь отсутствуют. Дорожная сеть на площади работ отсутствует. База Тазовской нефтеразведочной экспедиции, осуществляющей разведку на Ямбургской площади, находится в посёлке Таз-Сале (в 160-170 км к юго-востоку от месторождения). В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также вертолётами. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГЗК СССР, являются: Уренгойское - в 60 км южнее рассматриваемого, Медвежье - 80 км юго-западнее и Новопортовское - 90 км северо-западнее.
Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.
При обустройстве газопромысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением “Аэрогеология”. Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси - 65млн.м3 , а кирпично - керамзитовых глин - 225млн.м3.
В 50-60 км на юго-восток от площади выявлено Харвутинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд.м3.
Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.
Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты толщиной 200-300 м и слабосезонное оттаивание почвы (0.4-0.5) м.
Район работ расположен в тундровой зоне. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая. Наиболее низкая температура в январе, феврале -58оС. Наиболее теплый месяц - август, в отдельные дни температура +28...+30 оС, а при вторжении арктических масс воздуха понижается до -5...-6оС. Среднегодовая температура -8..-10оС. Среднегодовое количество осадков составляет 350-400 мм, основная часть выпадает в осенне-весенний период. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.
Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность -1 человек на 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.
Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озёрах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних.
Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра роля централизованного водоснабжения использоваться не могут из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоёмов глубиной не менее 5-6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р.Таб-Яха ).
Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.
В сеноманских отложениях разведана газовая залежь массивного типа с глубиной залегания 1000-1210 метров. Максимальная газонасыщенная толщина-205 метров. Состав газа-99% метан. Начальное пластовое давление 117 атм., пластовая температура-280С. Запасы газа-более 5 трлн.м3. Продукция-природный метановый газ.
В неокомских отложениях выявлено 10 газоконденсатных залежей с содержанием конденсата до 100 г/м3. Глубина залегания 2500-3200 м. Пластовые давления 260-320 атмосфер, температура 65-870С. Запасы газа более 1 трлн.м3, конденсата-100 млн.т. Продукция-природный газ и газовый конденсат.
Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 - 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.
Рис. 1.1 - Ямбургское месторождение (сеноман)
Общие запасы месторождения: 5059 млрд.м3
*Годовой отбор 185 млрд.м3 (4.2% от нач. зап.)
*Средний рабочий дебит на период постоянной добычи 1000 тыс.м3/сут
*Допустимая эксплуатация скважин в начальный период до 4 лет с рабочим дебитом 1500 тыс.м3/сут
*Начальные рабочие депрессии на пласт 0,2-0,3 МПа
*Предельная депрессия на пласт на конец постоянной добычи 0,6 МПа
*Необходимый эксплуатационный фонд скважин (с учетом 20% резерва) 673 ед.
*Количество скважин в кусте 4-8 ед.
*Расстояние между устьями скважин в кусте 40 м
*Расстояние между забоями скважин в кусте 150-200 м
*Бурение скважин осуществлять наклонно-направленным способом с отклонением забоя устья по вертикали 250 м
*Конструкция эксплуатационных скважин
*Наблюдательный фонд скважин, в т.ч. 113 ед.
-для наблюдения за разработкой 78 ед.
1.2 Краткая литолого-стратигра фическая характеристика разреза
На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна. Ниже даётся краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м. и 30 м. соответственно).
Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргилитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцементированных и песчаников серых, крепких, кремнисто-глинстых, реже известковых.
В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.
Мегионская свита (барриас-нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.
Вартовская свита (верхневаланжин-готерив-баррем) подразделяется на три подсвиты -нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов ( пласты БУ13-БУ39 ).
Всего в составе нижней подсвиты (верхневаланжин-готерив) 15 подсчетных объектов.
В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.
Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргилиты более тёмные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.
Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.
Покурская свита (аптальб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.
Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами тёмно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.
Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.
Толщина березовской свиты 255-448 м.
Ганькинская свита (маастрихтдатский яруса) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. Толщина отложений 204-322 м.
Отложения палеогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен ) и люлинворскую (эоцен) свиты.
Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов тёмно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин. Толщина свиты 226-274 м.
Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми. Толщина свиты 153 м.
На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина до 145 м.
Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам (“Г”, “М”, “В”, “Б” ) и данным бурения. По кровле отрожающего горизонта “Б” (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой - 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.
Размеры поднятия 55 х47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского к.п. расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.
Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая “В” (пласты БУ15-БУ7) относительно нижележащих горизонтов, “В11”, “В2” , “В12” (пласты БУ08-БУ11). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08-БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту “В11”. Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ19-БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134-130-110-124-146-107-144 , где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ38 и БУ19.
По кровле фундамента - отражающий горизонт “А” представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.
2 . Состояние разработки Ямбургского газоконденсатного месторождения [8], [9] .
Разработка сеноманской залежи ведется с 1986 года и в настоящее время вступило в стадию падающей добычи. В эксплуатации находятся УКПГ-1-7 Ямбургской площади и ЭУ-8 Харвутинской площади.
По состоянию на 1.01.2003 г. из сеноманской залежи ЯГКМ с начала разработки добыто 2380.9 млрд.м3, что составляет 44% от запасов газа, при этом из Ямбургской площади - 2349.58 млрд.м3 или 59.7 %. Добыча газа за 2002 г. составила 144.6 млрд.м3. В целом по сеноманской залежи незначительное отставание фактического уровня добычи от проектного сопровождался недобором газа из Ямбургской площади в объеме 3,76 млрд. м3. Компенсация добычи происходила за счет работы скважин ЭУ-8 Харвутинской площади с повышенными дебитами. Фактический отбор из Харвутинской площади выше проекта на 3 млрд. м3, что составляет 54.5%.
В течение 2002 года наблюдалось увеличение добычи газа из месторождения относительно проектного уровня в 1 и 4 кварталах на 2.9 млрд. м3 и 1.7 млрд. м3 соответственно. Максимальная добыча из месторождения составила 41.6 млрд. м3 в первом квартале, что превысило проект на 8%, минимальный уровень соответствует III кварталу - 27.8 млрд. м3, что на 5.7 млрд. м3 или 20% меньше проектного. Необходимо отметить, что процесс добычи газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения характеризуется резко выраженной сезонной неравномерностью, которая обусловлена не только динамикой потребления газа, но и сложившейся системой обустройства.
Несоответствие технологических показателей по зонам УКПГ-1 и 5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5. При этом фактическое число эксплуатационных скважин на УКПГ-1 стало ниже проектного, соответственно добыча снизилась за 2002 год относительно проекта на 5.7 млрд. м3 .
Похожая картина наблюдается и в 2003 году (рис. 2.1). В целом по месторождению в I квартале добыча газа составила 38.7 млрд.м3, что на 0.6 млрд.м3 больше проекта, во II квартале 33.5 млрд.м3. По состоянию на середину года из Ямбургской площади недобрали 2,2 млрд. м3. Суммарная фактическая добыча на УКПГ-1 и 3 была на 5 млрд. м3 меньше проектной, в то время как на УКПГ-6 и ЭУ-8 сверх проекта добыто 5,3 млрд. м3. Это стало возможно в связи с вводом второй очереди ДКС на УКПГ-6 и непроектным технологическим режимом работы 50 скважин на ЭУ-8.
Рис. 2.1 - Динамика добычи газа в 2003 г.
Постоянно ведется анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения. Характерным для месторождения оказалось постоянное снижение среднего дебита без установления периода установившегося дебита, как было заложено в первом проекте разработки, на текущий момент средний дебит составляет 517 тыс.м3/сут. Снижение уровней добычи по УКПГ происходило в периоды, когда наблюдалось отставание обустройства (ввод новых скважин и вторых очередей ДКС). В последние годы эксплуатация происходила с превышением годового отбора над проектными значениями УКПГ-2 за счет внутрипластовых перетоков из соседних зон, УКПГ-4 за счет ввода дополнительных эксплуатационных скважин.
Распределение величины средних дебитов по участкам залежи напрямую зависит от ФЕС и текущего пластового давления, для центральной зоны Ямбургской площади текущие средние дебиты выше и составляют от 650 до 717 тыс.м3/сут, а для периферийных зон (УКПГ-4) они значительно ниже - 476 тыс.м3/сут.
В процессе разработки залежи снижается пластовое давление. Глубокая депрессионная воронка в центральной части залежи достигла 34 атм, прогнозные расчеты показывают, что она будет продолжать углубляться в центральной части быстрее, чем в периферийной зоне, что в конечном итоге может привести к снижению конечной газоотдачи.
Пластовое давление по эксплуатационным зонам УКПГ - 1, 2, 3, 5, 6 на середину 2003 г. составляет от 35.9 до 39 атм; по зонам УКПГ - 4, 7 оно выше и достигает - 47.5 и 50.2 атм соответственно; по ЭУ-8 - 72 атм. Максимально снизилось давление до 33 атм в районе кустов 606 и 209. Темп падения пластового давления в эксплуатационных зонах в среднем составляет 3-5 атм в год. На рис. 2.1 показана карта изобар по состоянию на 1.07.2003 г.. В центральной части эксплуатационного участка пластовое давление в районе расположения куста 801 снизилось до 59 атм, что составляет 50% от начального пластового давления при отборе 12% от начальных запасов ЭУ-8. Перепад пластового давления между центральной частью (район кустов 801, 802) и периферией составляет более 50 атм. Величина устьевого давления определяет необходимость компримирования газа с определенной степенью сжатия, средние значения устьевого давления на Ямбургской площади составляют на середину года от 27.6 атм до 35.5 атм.
В 2002 году отмечалось нарастание процесса обводнения скважин пластовыми водами из-за подтягивания к скважинам собственно пластовых вод сеноманской залежи. На начало 2003 года число скважин, работающих с пластовой водой, составило 271 единицу.
Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин. Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице.
Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.
Рис. 2.2 - Карта изобар по состоянию на 01.07.2003 г.
Сеноманская залежь разрабатывается в условиях проявления упруго-водонапорного режима. Уровень подъема ГВК контролируется в наблюдательных и пьезометрических скважинах. Кусты и отдельные наблюдательные скважины с ярко выраженным подъемом ГВК по состоянию на 1.1.2003 г. сведены в таблицу 2.1.
На рисунке 2.3 представлена карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.2003 г, построенная во ВНИИГАЗе. Продвижение воды носит неравномерный характер. Наиболее выраженный подъем отмечается в зонах с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами УКПГ-1 и 6, что в значительной степени объясняется непроектными отборами в начальный период разработки. Статическое положение уровня ГВК связано с прохождением глинистых пород, время стабилизации изменяется от нескольких месяцев до 2 - 3 лет. Чем меньше толщина глинистых прослоев, тем меньше их латеральное распространение, тем быстрее происходит их обход текущим ГВК. В высокопроницаемых породах скорость подъема составляет 0.75 м/мес., в заглинизированных - 0.09 м/ мес., в глинах и коллекторах с начальным градиентом давления движения нет.
Рисунок 2.3 - Карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.03
Темп подъема ГВК в последние годы вырос и достигает на отдельных участках 6 м/год. Объем внедрившейся воды в залежь на 1.01.2003 г. по оценке лаборатории подсчета запасов углеводородов ВНИИГАЗа составил свыше 2.4 млрд. м3, что соответствует чуть более 9% от газонасыщенного порового объема.
Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин.
Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице. Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.
И в заключении этого подпункта, приведём таблицу оценки уровней добычи газа по Ямбургскому месторождению (Сеноман) в 2004 году.
Таблица 2.2 - Оценка уровней добычи в 2004 г.
Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.
В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 (фактически 32) млрд.м3/год, с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд.м3 в год.
Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.
Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская - системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.
Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-5 в 1997 году вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) I-я очередь, а в ноябре 2002 года II-я очередь, расположенная перед установкой осушки газа.
В 1999 году введена в эксплуатацию установка огневой регенерации гликоля (ТЭГ). Со времени пуска УКПГ осушка газа производилась ДЭГом, подаваемым по дэгопроводу от УКПГ-2. С 2005 года вновь переведена на ДЭГ.
Установка пущена в эксплуатацию 28 января 1988 г.
Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.
Параметры газа в начальный период эксплуатации:
- среднее пластовое давление - 11,73 МПа;
- динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;
- температура газа на устье - 13 - 14оС
- среднее пластовое давление - 3 МПа
- динамическое давление газа на устье - 2,2 МПа
- давление газа на входе в ППА - 1,6 МПа
Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,0-5,5 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.
Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн.м3/сут.
Восстановление осушителя - на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.
Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов ТДА 10 - 13 производительностью 10 млн.м3/сут.
В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:
- пункт переключающей арматуры (для приема газа с кустов скважин);
- обводной коллектор ГО (для пуска газа минуя УКПГ и ДКС);
- узел подключения ДКС к УКПГ (для приема газа с ГП на ДКС);
- первая и вторая очередь ДКС (для компремирования газа);
- установка очистки газа (УОГ - очистка газа от механических примесей и капельной жидкости);
- блок подготовки топливного и импульсного газа (БПТиИГ - для подогрева топливного и импульсного газа);
- компрессорный цех с ГПА (газоперекачивающие агрегаты - элементы ДКС);
- установка АВО газа ДКС (охлаждение компремированного газа)
- технологический корпус осушки газа (окончательная очистка и осушка газа);
- установка АВО газа ГП (охлаждает сухой газ до температуры 0 -20С);
- КТП АВО газа, КТП ЦПГ, КТП вспомогательных помещений (для энергоснабжения объектов ГП)
- технологический корпус регенерации ДЭГа (для отделения воды из ДЭГа и подачи последнего на осушку газа);
- установка печей огневого подогрева ДЭГа (подогрев гликоля для последующего выпаривания воды);
- установка подогрева теплоносителя (для теплоснабжения ГП);
- РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная (для запаса воды на ГП);
- блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды (снижение давления газа для потребителяей);
- установка воздухосборников ( для запаса воздуха питания КИПиА);
- установка отключающих кранов УОК (для подключения к МПК);
- подогреватель газа (для подогрева газа собственных нужд);
- склад ДЭГа, метанола и ГСМ, блок-бокс насосных ДЭГ, метанола и ГСМ (для запаса химреагентов и их перекачки );
- компрессорная воздуха КИП (для питания приборов КИПиА);
- система внутрипромысловых коллекторов (для объединения узлов и агрегатов промысла в единую систему);
- система сброса газа на свечу (для опорожнения технологических трубопроводов и аппаратов);
- ГФУ (для утилизации промышленных и хозяйственных стоков);
- блок подсобно-производственных помещений (для размещения оперативного персонала ГП);
- аварийная дизельная электростанция (для аварийного энергоснабжения ГП);
- ЗРУ (для приема, замера и распределения электроэнергии по КТП );
- блок вспомогательных помещений (для размещения ремонтного персонала ГП);
- КНС (для перекачки канализационных стоков);
- станция автоматического локального пожаротушения (для ликвидации пожаров).
- БВС (Щ-02) (административное здание со столовой).
2.2 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов
Изготовляемая пр
Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Требования Гостов К Оформлению Дипломных Работ
Реферат по теме Охрана природных территорий
Доклад: Нелекарственные методы лечения депрессии
Дипломная работа: Управление персоналом на примере салона красоты "Регина". Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Особенности идиостиля Беллы Ахмадулиной
Доклад: Час і причини появи козацтва
Дипломная работа по теме Организация профессиональной деятельности участковой медицинской сестры ГБУ 'ШГБ'
Курсовая работа по теме Технологическое Прогнозирование.
Контрольная работа по теме Разработка базы данных патентов
Сочинение На Тему Воздух 2 Класс
Дипломная работа по теме Кредитование российскими банками реального сектора экономики, оценка форм и результативности по Челябинской области
Курсовая работа: Бюджетная классификация. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Исследования многослойного материала, полученного в условиях ООО 'Московский картонажно-полиграфический комбинат'
Реферат: Мария Старицкая
Реферат: Административно-правовой статус юридического лица
Врожденные И Приобретенные Пороки Сердца Реферат
Реферат: Разработка на ЛМЗ модернизированных питательных насосов для крупных блоков ТЭС
Реферат: Павловск. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Лизинг как форма финансирования инвестиционных проектов
Шпаргалка: Шпоры по БИОЛОГИИ
Первоцветы и раннецветущие растения - Биология и естествознание реферат
Подземная разработка месторождений полезных ископаемых - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Ущерб от травматизма на производстве - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда контрольная работа