Содержание
Введение
1 Геолого-промысловая характеристикаЯмбургского газоконденсатного месторождения
1.1 Орогидрографическая характеристикарайона
1.2 Краткая литолого-стратиграфическаяхарактеристика разреза
1.3 Тектоника
1.4 Cеноманская залежь
1.5 Неокомские залежи
1.6 УКПГ – 5
1.7 Характеристика изготовляемойпродукции, исходного сырья и реагентов
1.7.1 Характеристика исходного сырья
1.7.2 Характеристика изготовляемой продукции
2. Состояние разработки сеноманскойзалежи Ямбургского ГКМ
3. Условия образования газовых гидратов
3.1 Влагосодержание природных газов
3.2 Состав и структура гидратов
3.3 Условия образования гидратов
3.4 Гидраты индивидуальныхи природных углеводородных газов
3.5 Места образования гидратов
3.6 Образование гидратов в скважинах испособы их устранения
3.7 Образование гидратов в газопроводах
3.8 Температурный режим газопроводов
4. Предупреждение образования гидратовприродных газов и борьба с ними
4.1 Вводингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок
4.2 Ингибиторы для борьбы с образованиемгидратов
4.2.1 Ввод метанола
4.2.2 Ввод электролитов
4.2.3 Ввод гликолей
4.3 Осушка газа
4.4 Предупреждение гидратообразования всистемах промыслового сбора газа залежей ЯмбургскогоГКМ
4.5 Основные характеристики, влияющие нарасход ингибиторов
4.6 Анализ возможности замены метанолана другие антигидратные реагенты на базе алифатических спиртов
5. Расчет расхода ингибитора на УКПГ – 5
5.1 Гидравлический и тепловой расчетшлейфов
5.2 Расчет количества ингибитора
6. Пути снижения затрат на добычу газа
6.1 Анализ основныхтехнико-экономических показателей деятельности объекта за 1997-1998 год
6.2 Анализ себестоимости, прибыли изатрат на производство и реализацию товарной продукции за 1997-1998 год
6.2.1 Группировка затрат по статьям калькуляции
6.3 Расчет снижения затрат на добычугаза
6.3.1 Сравнение с фактическимпотреблением метанола
6.3.2 Расчет снижения себестоимостидобычи газа
Вывод
Список использованных источников
Приложения
Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов
АВО — аппарат воздушного охлаждения
БТДА — турбодетандерные агрегаты
ГВК — газоводяной контакт
ГКС — головная компрессорная станция
ГСМ — горюче-смазочные материалы
ГФУ — горизонтальное факельное устройство
ДКС — дожимная компрессорная станция
ДЭГ — диэтиленгликоль
ИТР — инженерно технические работники
КИПиА — контрольно-измерительные приборы и аппаратура
КУП — комбинированная установка пожаротушения
ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости
МФА — многофункциональный аппарат
НДЭГ — насыщенный (нерегенерированный) диэтиленгликоль
НКТ — насосно-компрессорные трубы
ППА — площадка переключающей арматуры
РДЭГ — регенерированный диэтиленгликоль
скв. — скважина
УКПГ — установка комплексной подготовки газа
ЯГКМ — Ямбургское газоконденсатное месторождение
/>/>Введение
Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 10 лет и в настоящеевремя вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин.Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположенапосле системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давленияв залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.
/>/>1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатногоместорождения/>/>1.1 Орогидрографическая характеристика района
Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярнойчасти Западно-Сибирской равнины, на Тазовском полуострове. Характерной особенностьютерритории месторождения является большая заозерность и заболоченность, особеннов центральной его части, и суровость климата. Большинство озер имеют термокарстовоепроисхождение.
Среднегодовая температура минус 24 — 26 0С. Температуравоздуха зимой достигает минус 59 0С. Средняя летняя температура воздуха6 — 9 0С. Осадков выпадает 300 — 350 мм в год, около 79 % из них приходится на летнее время. Среднегодовая скорость ветра 5 — 7 м/с, амаксимальная превышает 40 м/с. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня,ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничноготранспорта.
Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступнымдля освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность — 1 человекна 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом.С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приездаиз других районов.
Территория Ямбургского месторождения относится к южной частисеверной геокриологической зоны. Отличается почти повсеместным, сплошным распространениемнизкотемпературных многолетнемерзлых пород практически на всех геоморфологическихусловиях.
Преобладает сливающийся тип многолетней мерзлоты. Глубина слоя сезонногопротаивания от 0,3 до 1,5 м. В пределах месторождения толщина мерзлых пород изменяетсяот 300 до 425 м. По криологической характеристике многолетнемерзлая толща являетсямногослойной и подразделяется на 3 этажа. В целом для подавляющей части многолетнейтолщи территории Ямбургского газоконденсатного месторождения свойственны слабольдистыепороды с массивной криоструктурой.
Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатноеместорождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихсяпотенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пескии песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнителив бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья дляизготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворовдля бурения скважин.
При обустройстве газового промысла могут быть использованы строительныематериалы, проявление которых выявлены объединением “Аэрогеология”. Общие наиболеевероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси — 65 млн. м3, а кирпично-керамзитовыхглин — 225 млн. м3.
В 50 — 60 км на юго-восток от площади выявлено Хадуттинское месторождениестроительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд. м3.
Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленнуюравнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяютсяот 10 м в долинах рек до 60 — 70 м на водораздельных участках.
Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных водв реках, озерах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщивечной мерзлоты затрудняет использование последних. Поверхностные источники на Ямбургскомгазоконденсатном месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными.Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра дляцентрализованного водоснабжения не могут использоваться из-за промерзания их в зимнийпериод. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являтьсясоздание искусственных водоемов глубиной не менее 5 — 6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинахрек (например, р. Таб-Яха). Подземные воды в виду их высокой минерализации (10- 35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.
Месторождение открыто в 1963 г. Тюменским геологическим управлением. Первая поисковая скважина № 2 заложена в 1969 г. в присводовой части поднятия. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167 — 1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м3/сут. С 1969 по 1973 гг. на месторождениибыла пробурена 21 скважина. Выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ 3/1,БУ 4/1-3, БУ 8/3). Дебиты газа достигали 611,11 тыс. м3/сут. на 20,0 мм диафрагме.
Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложенияхвыделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская(сеноман) свиты. В 1973 — 1977 гг. продолжалась доразведка сеноманской залежи. Заэтот период на площади были пробурены 7 скважин, а также одна глубокая скважина№ 102 для изучения неокомских отложений. Бурением этих скважин было уточнено строениесеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях, а также подтвержденопродолжение залежи в юго-западном направлении (скважины № 28, 31).
Промышленная разработка Ямбургского газоконденсатного месторождениясвязана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.
Обзорная карта района показана на рисунке 1.1.
/>/>/>1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристикаразреза
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 невскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6 — 7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.
Юрская система:
На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрскиеотложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м и 30 м соответственно).
Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргиллитовтемно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых,крепко сцементированных и песчаников серых, крепких, кремисто-глинистых, реже известковых.
Меловая система (нижний мел):
В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовскаясвиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинскаяв составе верхнего отдела.
Мегионская свита (барриас — нижневаланжинские ярусы) представленанеравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые,светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовымпластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине № 112 получены незначительные притокигаза, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытаятолщина отложений 332 м.
Вартовская свита (верхний валанжин — готтерив — баррем) подразделяетсяна три подсвиты — нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаютсяотдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пластыБУ13-БУ39).
Всего в составе нижней подсвиты (верхний валанжин — готтерив)15 подсчетных объектов.
В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовыхи глинистых пород.
безгидратный режим газопромысловая коммуникация
Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистыесодержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичногосостава, часто глинистые. Аргиллиты более темные, плотные, прослоями алевролистыес линзами известняка и сидерита.
Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.
Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуреннымискважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистыхпластов 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 свиты826 — 897 м.
Верхний мел:
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темно-серымис зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениямиостатков фауны.
Толщина отложений 24 — 88 м.
Березовская свита (коньяк — сантон — кампанский ярусы) подразделяетсяна две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковиднымис маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.
Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серыхалевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.
Толщина березовской свиты 255 — 448 м.
Ганькинская свита завершает разрез меловых отложений. Свита сложенаопоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком.
Толщина отложений 204 — 322 м.
Палеогеновая система:
Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую(палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.
Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественноглинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю — песчануюс прослоями глин.
Толщина свиты 226-274 м.
Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми,участками алевристыми.
Толщина свиты 153 м.
Четвертичная система:
На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложениячетвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породысодержат включения растительных остатков.
Толщина до 145 м./>/>1.3 Тектоника
Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупномуЯмбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятиеи харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорнымотражающим горизонтам («Г», «М», «В», «Б»)и данным бурения. По кровле отражающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургскоеподнятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсойминус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.
Размеры поднятия 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями — Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургскогокуполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальныеподнятия, отделённые от него небольшими прогибами.
Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхнихотражающих горизонтов, включая «В»
(пласты БУ15. БУ7) относительнонижележащих горизонтов, «В11», «В2»,«В12» (пласты БУ08. БУ11).Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счетбокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08.БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пластаБУ48, соответствующего отражающему горизонту «В11».Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятияпо группе пластов БУ19. БУ11 в восточном направлении.Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линиискв.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» представляетсобой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Однойиз особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие внижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественнов доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельныхи в меловые отложения/>/>1.4 Cеноманская залежь
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором — наличиемвысокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500 — 800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовойводой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологическирезервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовыхи глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовыепороды в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9 — 85,3%.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых — от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты.Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовыхпород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя.По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритоваяфракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %.По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, режеприсутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представленыкварцем (40 %), полевыми шпатами (25 — 45 %), слюдой (до 10 %), обломками другихпород (5 — 10 %).
Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25 — 35 % в более плотных. По составуцемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом.Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, восновном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольнымкарбонатным цементом.
Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33%. Коэффициент газонасыщенности — 0,74.
По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманскихзалежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан- 93,4 — 99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1 — 0,2 %. Конденсата не обнаружено.Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот — 0,41 — 2,26 %; углекислый газ- 0,04 — 1,17 %; аргон — 0,01 — 0,03 %; гелий — 0,08 — 0,019 %; водород — 0,27 %.Относительная плотность газа по воздуху — 0,562. Среднее значение теплотворной способности- 7898 кДж/м3. Среднекритическое давление — 4,63 МПа. Среднекритическаятемпература — 190,49 К./>/>1.5 Неокомские залежи
В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивныхпластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, вваланжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525 — 3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложенияхарактеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостьюфильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельныхлитологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационныхобъекта.
Первый объект включает залежи пластов БУ 31,БУ 32, БУ 42, БУ 51,БУ 53, расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ- 3в. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимостьимеют толщины пласта БУ31. Суммарные толщины по объекту колеблютсяот 6,8 до 34,6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8,0 — 33,8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от3,210 до 132,710 мкм2, коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0%. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.
По II эксплуатационному объекту установлены следующие закономерности.В зоне УКПГ-3в все пласты характеризуются литологическим замещением в западном направлении.Пласты БУ 62, БУ 91, БУ 63,БУ 80в этой зоне в песчаных фракциях развиты в зонах единичныхкустов, а в пластах БУ 7, и БУ 93 проницаемые пропласткиполностью отсутствуют. Наилучшими толщинами в этой зоне характеризуется пласт БУ83 со значением 14,0 — 19,4 м. Пласт БУ 81-2 отличается значительной изменчивостью толщин от 4,0 до 15,0 м. Наибольшей толщины прослои в пласте приурочены к нижней части. Пласт БУ 61в проницаемых прослоях встречается во всех кустах и имеет толщину 1,0 — 4,0 м.
Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытойпористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64×10-9 — 372,5×10-9 м2; 3,23 — 13,85 %; 1,2 — 64,8 м. По II — ому объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 — 118, 105 — 101 и 112 — 135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.
В зоне УКПГ — 1в в пластах БУ62, БУ92и БУ93 проницаемые газо-насыщенные прослои полностью отсутствуют,а в пластах БУ61, БУ63 и БУ7они встречаются спорадически. В этой зоне суммарная наибольшая газонасыщенная толщинаколеблется от 18 до 64 м. Установлено изменение толщины от центральной зоны УКПГк периферии.
Зона УКПГ-2в приурочена к восточному погружению. В этой зонепласт БУ6 заглинизирован, БУ62 и БУ7встречаются спорадически в песчаных фракциях. Наибольшим развитием характеризуютсяпроницаемые пропластки в пластах БУ80, БУ81-2,БУ82, БУ9/1, БУ9/2,и БУ93. Наибольшие толщины характерны для пласта БУ83.Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет, в зоне кустов УКПГ — 2в,16 — 18 м, реже 50 м.
Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах6,8 — 15,9 %, проницаемость от 0,01×10-8до 14,1×10-8 м2. Начальные пластовые давления составляют по пластуБУ31 — 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяютсяот 71 0С в кровле комплекса до 90 0С в его подошвенной части.
Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников,алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизическихкривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторскихсвойств вверх по разрезу.
Важной особенностью всех продуктивных пластов является песчанистостьс большими изменениями по некоторым пластам, что является благоприятной предпосылкойдля образования литологически ограниченных залежей.
Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывшихнижнемеловые продуктивные отложения, установлены:
значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивныхпластов как по площади, так и по разрезу;
относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытыхобъектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60 — 80 тыс. м3/сут.).
Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26,26 — 27,42МПа, пластовая температура 76 — 80 0С, глубина залегания 2710 — 3317 м.
Наибольшие запасы газа приурочены к пластам БУ3 (Iобъект) и БУ81-2 (II объект) и составляют, соответственно86 % и 50 % от суммарных запасов газа эксплуатационных объектов по категории С1.
Второй эксплуатационный объект характеризуется более высокими запасамигаза, но имеет худшую продуктивную характеристику (см. таблицу 1.1).
Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезунижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределахотдельных залежей, изменяясь к их своду.
По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивостьпластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где полученынезначительные дебиты газа (30 — 40 тыс. м3/сут) при высоких депрессияхна пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятковдо сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более.Максимальный дебит газа (768 тыс. м3/сут.) получен в скважине № 1 приисследовании пласта БУ7 при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальныхскважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200 — 400 тыс. м3/сутпри депрессии на пласт 15 — 20 МПа.
Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятковдо 600 тыс. м3/сут.
По основной залежи пласта БУ83 отмеченасамая низкая продуктивная характеристика. Дебиты газа по ней при депрессии на пласт7 — 9 МПа составляют 40 — 90 тыс. м3/сут.
Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газасеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемныхпроцентах): метан 88,64 — 93,59 %, этан 1,32 — 4,85 %, пропан 0,22 — 2,66 %, бутан0,05 — 1,48 %, пентан 0,08 — 0,55 %. Содержание азота 0,36 — 2,45 %, углекислогогаза 0,04 — 2,40 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает0,05 %, водорода 0,01 — 0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60 — 0,65. Низшаятеплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.
Таблица1.1 — Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектовПараметры Эксплуатационный объект I II
Запасы, млрд. м3 Категория С1 162,3 852,6 Категория С1 + С2 174,5 1224,6 Запасы конденсата, млн. т Категория С1 25, 200 132,397 Категория С1 + С2 27,100 190,100 Пластовое давление, МПа 26, 20 29,29.31,34 Пластовая температура, К 343 349.353 Относительная плотность Пластового газа 0,661 0,627.0,643 Средняя глубина, м 2700 3000.3150 Значения коэффициентов Фильтрационных сопротивлений
A, сут/ (МПа) тыс. м3 0,39
0,90×10-2
B, сут/ (МПа) тыс. м3
0,06×10-2
0,25×10-2
Начальное содержание в пластовом газе гептана и вышекипящих(в расчете на 1 м3 газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м3.Среднее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по оценке ВНИИГазасоставляет 150 г/м3.
В процессе разработки средний начальный рабочий дебит скважин по отдельнымобъектам принят равным 288 — 458 тыс. м3/ сут. при средней депрессиина пласт 6,5 — 9,0 МПа. Скважины эксплуатируются на режиме постоянной депрессиина пласт. Через два года после ввода месторождения в разработку достигается проектныйуровень годовой добычи пластового и отсепарированного газа в объеме, соответственно,21 и 20 млрд. м3/год. Максимальный годовой уровень добычи стабильногоконденсата составляет 2,743 млн. т. (сырого конденсата — 3,65 млн. т). Дебит среднейскважины составит 144 тыс. м3/сут., изменяясь в пределах 95 — 178 тыс.м3/сут., при рабочем давлении 2,3 — 3,3 МПа. Для обеспечения проектнойдобычи газа потребуется пробурить 622 эксплуатационные скважины с учетом 30 % резерва. />/>1.6 УКПГ – 5
Товарнойпродукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.
Согласнопринятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ,где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимнуюкомпрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесейи капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. ПослеДКС газ с давлением 62-75 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.
Подготовкагаза осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждениемдо температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологическихлиниях пропускной способностью 10 млн. м3/сут.
Восстановлениеосушителя — на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/чпо ДЭГу.
Круглогодичноеохлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВОгаза и турбодетандерных агрегатов БТДА 10 — 13 производительностью 10 млн. м3/сут.
В составУКПГ входят следующие основные объекты и узлы:
пункт переключающейарматуры;
обводнойколлектор ГО;
узел подключенияДКС к УКПГ;
технологическийкорпус осушки газа;
установкаАВО газа;
КТП АВО газа;
технологическийкорпус регенерации ДЭГа и метанола;
установкапечей огневого подогрева ДЭГа;
установкаподогрева теплоносителя;
РВС (резервуарыводоснабжения) и водонасосная;
блок-боксредуцирования газа на собственные нужды;
установкавоздухосборников;
установкаотключающих кранов УОК;
подогревательгаза;
склад ДЭГа,метанола и ЛВЖ;
компрессорнаявоздуха КИП;
система внутрипромысловыхколлекторов;
система сбросагаза на свечу;
станция гидропривода;
ГФУ;
блок подсобно-производственныхпомещений;
емкость аварийногослива реагентов;
аварийнаядизельная электростанция;
узел хозрасчетногозамера газа;
ЗРУ;
блок вспомогательныхпомещений./>/>1.7 Характеристика изготовляемой продукции, исходногосырья и реагентов/>/>1.7.1 Характеристика исходного сырья
Исходнымсырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газсухой, метановый с содержанием влаги 0,5 — 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.
СО20,2 — 0,3
N20,7 — 1,7
Не 0,01- 0,02
Аr 0,01- 0,03
Н20,002 — 0,04
СН497,8 — 99
С2Н60,0 — 0,15
С3Н80,0 — 0,02
С4Н10следы
ПараметрыГаза в начальный период эксплуатации:
среднее пластовоедавление — 11,73 МПа;
динамическоедавление газа на устье — 10,3 МПа;
температурагаза на устье — 13-14оС
Параметрыгаза на конец 1998 года:
среднее пластовоедавление — 7,27 МПа
динамическоедавление газа на устье — 5,99 МПа
давлениегаза на входе в ППА — 5,85 МПа/>/>1.7.2 Характеристика изготовляемой продукции
Изготовляемая продукция — газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливаетсяк транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные,подаваемые в магистральные газопроводы».
Технические требования для природного газа приведены в таблице 1.2. Таблица1.2 — Технические требования и нормы для природного газа холодной климатическойзоны
№
пп Наименование показателей
Единица
измерения
Норма по
ОСТ 51.40-93 1 2 3 4 1 Точка росы газа по влаге: - зимний период, не выше
оС минус 20 - летний период, не выше
оС минус 10 2 Точка росы по углеводородам
оС Не нормируется 3 Масса сероводорода,
г/м3 0,02 4 Масса меркаптановой серы, не более
г/м3 0,036 5 Объемная доля кислорода, не более % 1,0 6
Теплота сгорания низшая, при 20оС и 101,325 кПа, не менее
МДж/м3 32,5 7 Плотность при нормальных условиях 0,673 8 Плотность по воздуху 0,562 9
Пределы взрываемости в смеси с
воздухом, %об.: - низший 4,9 - высший 16,0 10 ПДК в воздухе рабочей зоны % 0,7
1.7.3 Реагенты используемые в производстве
В качествереагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль. Метанол (метиловый спирт) - ГОСТ 2222-78 Химическая формула -
СН3ОН Молекулярная масса - 32,04
Плотность при 20 оС, г/см3 - 0,792 Предел взрываемости, % об. - низший — 6,7 высший — 34,7
Температура, оС: - кипения при 760 мм. рт. ст. - 64,7 - замерзания - минус 97,1 - плавления - минус 93,9 - вспышки - 8 - воспламенения - 13 - самовоспламенения - 400 (ГОСТ 6995-77)
Вязкость при 20оС, СПЗ - 0,793 Упругость паров, мм. рт. ст - 89 Теплота сгорания кДЖ/кг - 22331
ПДК в воздухе, мг/м3 - 5
Внешний вид — бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом,подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношенияхбез помутнения.
Диэтиленгликоль- ГОСТ 10136-77
Внешний вид- слабоокрашенная в желтый цвет жидкость
Химическаяформула: СН2 ОН-СН2 — О-СН2 — СН2ОНМолекулярная масса - 106,12
Плотность при 20 оС, кг/м3 - 1116 — 1117 Массовая доля, %: - органических примесей - не более 0,4 — 2,0 в том числе этиленгликоля 0,15 — 1,0 - воды не более 0,05 — 0,2 - ДЭГа 99,5 — 98,0 - кислот 0,005 — 0,01
Температура кипения при 760 мм. рт. ст., оС: - начало не ниже 244 — 241 - конец не выше 249 — 250
Температура замерзания, оС минус 8
Температура начала разложения, оС 164,5
Вязкость при 20оС, СПЗ 35,7 Число омыления мг КОН на 1 гр. продукта 0,1 — 0,3
Технологическая схема УКПГ — 5 показана на рисунке 1.2.