Вступ
Семиренківське газоконденсатне родовище знаходиться натериторії Шишацького району Полтавської області. Поблизу розташованіЗахідно-Солохівське, Кошовійське, Перевозівське, Кавердинське газоконденсатніродовища.
Бурові роботи на Семиреньківській площі розпочато у1974 р. будівництвом свердловини 1. Родовище відкрито у 1990 році пошуковоюсвердловиною 2. У процесі випробування відкладів візейського ярусу нижньогокарбону з інтервалу 5505-5600 м отримані промислові припливи газу. Додержавного балансу родовище включене в 1990 році.
В 1974 – 2000 рр. пробурено ще шість свердловин (1, 3,4, 6, 9 – пошукові і 51-експлуатаційна), якими розкрито розріз від четвертиннихдо нижньокам’яновугільних відкладів. Продуктивними виявилися лише свердловини4, 9, 51 з яких одержано промислові припливи газу з горизонтівверхньовізейського підярусу (В-16, В-17, В-19).
В дослідно-промислову розробку (ДПР) родовище введенов 1997 р. згідно із проектним документом, затвердженим АТ “Укргазпром”(протокол № 25/95 від 28.10.95 р.) терміном на 5 років (1998-2002 рр.). Узв’язку з відсутністю фінансування реалізація проекту ДПР здійснюваласясповільненими темпами. За період від 1990 до 2001 року проекти розвідки ідослідно-промислової розробки реалізовані не в повному обсязі. Згідно ізпроектом розвідки в межах продуктивної частини площі родовища пробуренісвердловини 2, 4, 9, інші 1, 3, 6 виявилися законтурними і ліквідовані. Згідноіз проектом ДПР введено в експлуатацію три свердловини (2, 4, 51) та пробуреноодну ( 51 ) при запланованих чотирьох.
За результатами сейсморозвідувальних робіт, буріння тавипробування свердловин, вивчення геологічного розрізу геофізичними методами у2003 році побудована геологічна модель родовища і підраховані загальні та видобувнізапаси газу і конденсату.
До основних вимог, що ставляться до організації зборута підготовки продукції свердловин, відносять: а) автоматизоване вимірюваннякількості нафти, газу і води по кожній свердловині; б) забезпеченнягерметизованого збору на всьому шляхові руху – від свердловини домагістрального нафтопроводу; в) доведення нафти, газу і пластової води натехнологічних устаткуваннях до норм товарної продукції, її автоматичний облікта передача товаротранспортним організаціям; г) забезпечення високихекономічних показників за капітальними витратами, зниження металоємності таексплуатаційних витрат; д) можливість уведення в експлуатацію частини родовищаз повною утилізацією нафтового газу до закінчення будівництва всього комплексуспоруджень; є) надійність експлуатації технологічних устаткувань та можливістьїх автоматизації; є) виготовлення основних вузлів та устаткування системи зборув блоковому виконанні з повною автоматизацією технологічного процесу.
Нафта, газ і вода від гирла свердловин, розташованихна площі родовища, направляються викидними лініями в систему збору ітранспортування. Під системою збору і транспортування розуміють комплексустаткування та розгалужену мережу трубопроводів, прокладених на площі родовища(над землею або під землею, над водою чи під водою) і призначених для зборупродукції свердловин і доставки її до центрального пункту підготовки нафти. Зпунктів підготовки нафта спрямовується до нафтопереробного заводу, а газ – догазопереробного або безпосередньо споживачам. Пластова вода, що видобута разоміз нафтою, направляється до очисних споруд і далі до нагнітальних свердловин.
Залежно від конкретних умов системи збору і транспортуповинні забезпечувати: збір і вимірювання продукції свердловин; відділення(сепарацію)нафти від газу; відділення від нафти води й механічних домішок;транспортування нафти від збірних та вимірних установок до промисловихрезервуарних пунктів; зневоднювання нафти, її знесолення і стабілізація, тобтовилучення легких вуглеводнів; видалення з газу непотрібних домішок; обліквидобутих нафти й газу та передача їх транспортним організаціям.
Система збору і підготовки нафти, газу та водикласифікується: за кількістю свердловин, що обслуговуються первинниминафтозбірними установками; за наявністю чи відсутністю герметизації (закриті івідкриті); за характером руху продукції по збірних трубопроводах; за характеромпромислових технологічних процесів.
1. Геологічна частина
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
В адміністративному відношенні Семиреньківськегазоконденсатне родовище розташоване на території Шишацького району Полтавськоїобласті, в 15 км на північ від райцентру м. Шишаки і в 50 км на північний захід від м. Полтава (рис. 1.1).
Найближчими населеними пунктами району робіт є села:Семиреньки, Малий Перевоз, Великі Сорочинці, Маначиновка, Вертелецьке. Безпосередньо на територіїродовища розташоване село Ковалівка .
Поблизу від Семиреньківського родовища розташованітакі відомі родовища, як Зах.Солохівське, Кавердинське, Кошевойськегазоконденсатні та Радченківське газонафтове.
Родовище розташоване в районі з розвиненоюнафтогазовидобувною галуззю промисловості, облаштоване УКПГ та трубопровідноюсистемою. В 12 км на південь проходить магістральний газопровід Шебелинка-Київ,а в 15 км на схід – газопровід Єлець-Кременчук-Кривий Ріг.
В геоморфологічному відношенні родовище розміщене вПридніпровській низовині в долині р. Псьол, лівої притоки р. Дніпро.
Клімат району помірно-континентальний з середньорічноютемпературою +7,2 ºС.
В економічному відношенні район сільськогосподарський.Основний вид заняття населення – землеробство і тваринництво. Незначна частинанаселення зайнята в переробній промисловості.
Корисними копалинами район не багатий. Крім відкритихпокладів вуглеводнів корисні копалини представлені будівельними пісками іглинами. В долині р. Псьол ведеться видобуток торфу.
Водозабезпечення бурових робіт здійснюється за рахуноквод бучацького водоносного горизонту. Через район робіт проходять електролініїдостатньої потужності, що дозволяє використовувати електроенергію для роботи напромислі.
/>
Характеристика геологічної будови
/>
Рис. 1.2 Геологічний розріз Семиренківського ГКР
В геологічній будові осадового комплексу відкладівСемиреньківського родовища приймають участь утворення палеозойської,мезозойської та кайнозойської ератем, загальною товщиною до 8,5 км.
Свердловинами пошукового та експлуатаційного бурінняіз палеозойських відкладів розкриті кам’яновугільні та пермські, з мезозойських– тріасові, юрські, крейдяні, а також типовий для даної частини западиникомплекс кайнозойських відкладів.
Кам'яновугільна система (С)
Відклади кам'яновугільної системи мають широкерозповсюдження на даній території та представлені нижнім, середнім та верхнімвідділами.
Нижній відділ (С1) об’єднує візейський тасерпуховський яруси.
Візейський ярус (С1v) представлений верхньовізейськимпід'ярусом (С1v2) — ХII та XI мікрофауністичні горизонти.
За даними кернового матеріалу літологічно ХІІмікрофауністичний горизонт складений чергуванням пісковиків, аргілітів,алевролітів, що згруповані у літологічні пачки В-19-20 та В-18, В-17, яківміщують поклади газу, розкриті свердловинами 2, 4, 9, 51. Максимальна розкритатовщина XII мікрофауністичного горизонту 491 м в св. № 4.
Літологічно XI м.ф.г складений чергуванням аргілітівта вапняків, верхня його частина стає більш однорідною і складена переважноалевролітами, рідко пісковиками з малопотужними прошарками аргілітів. Горизонтоб'єднує літологічні пачки В-16, В-15, В-14. До літологічної пачки В-16приурочені поклади газу. Товщина відкладів горизонту 429-454 м.
Серпуховський ярус (С1s) підрозділяється на нижньо- іверхньосерпуховський під'яруси.
Нижньосерпуховський під'ярус розглядається в об'єміІХ-Х мікрофауністичних горизонтів. Нижня границя проводиться по покрівлілітологічної пачки В-14.
Під'ярус складений переважно піщано-алевролітовимипородами з прошарками аргілітів і в нижній частині з рідкими прошаркамивапняків. Всі відмінності порід згруповані в літологічні пачки С-23, С-22,С-21, С-20, С-19, С-18-17. Товщина відкладів Х-ХІ горизонтів 361-378 м.
Верхньосерпуховський під'ярус (С1s2) представленийVIII (у складі літологічних пачок С-6-С-9) та VII-V (у складі літологічнихпачок С-2-С-5) мікрофауністичними горизонтами. Нижня границя проводиться попідошві літологічної пачки С-9. Літологічно VІІІ м.ф.г. представлений чергуваннямаргілітів з алевролітами, поодинокими прошарками пісковиків та вапняків.Товщина відкладів VIII мікрофауністичного горизонту 169-200 м.
Осадові відклади VII-V м.ф.г, на відміну віднижчезалягаючих, представлені піщано-алевролітовими породами з прошаркамиаргілітів та вапняків. Товщина відкладів VII-V мікрофауністичних горизонтів208-230 м.
Середній відділ (С2)
Відклади середнього карбону представлені башкирським тамосковським ярусами.
Відклади башкирського ярусу (С2в) на Семиреньківськійплощі представлені у складі світ С15, С21, С22, С23 і С24.
Світа С15 представлена чергуванням аргілітів,алевролітів та вапняків, що згруповані в літологічні пачки Б-13, Б-12, Б-11.Товщина відкладів світи С15 – 81-98 м.
Світа С21 складена чергуванням потужних пластіввапняків з прошарками зеленувато-сірих вапнистих аргілітів, які входять долітологічної пачки Б-10 та називається “башкирською карбонатною плитою”.Товщина відкладів світи С21 — 65-70 м.
Світа С22 представлена чергуванням потужних пластіввапняків з аргілітами в нижній частині, вище по розрізу кількість карбонатнихпорід зменшується і серед теригенних утворень з'являються два прошарки пісковиків.Керном охарактеризовані аргіліти, алевроліти та пісковики. Породи згруповані влітологічні пачки Б-9, Б-8. Товщина відкладів світи С22 — 115-124 м.
Світа С23 – піщано-глинисті відклади з одиничнимималопотужними прошарками вапняків. Породи згруповані у літологічні пачки Б-7,Б-6, Б-5, Б-4, Б-3. Керновим матеріалом відклади не охарактеризовані. Товщинавідкладів світи С23 – 266-296 м.
Світа С24 представлена перешаруваннямпіщано-алевролітових порід з аргілітами та рідко прошарками вапняків. Відкладиоб'єднані у літологічні пачки Б-2 і Б-1. Товщина відкладів світи С24 – 98-112 м.
Відклади московського (С2m) ярусу розкриті всімапробуреними на площі свердловинами, крім св. 51. Розріз складений переважноалювіальними пісковиками з прошарками аргілітів та алевролітів. Піщанівідмінності згруповані в літологічні пачки М-7, М-6, М-5, М-4, М-3, М-2 і М-1.Керном відклади не охарактеризовані. Товщина відкладів московського ярусу 509-549 м.
Верхній відділ (С3)
Розкритий в об'ємі світ С31, С32, С33 і С3. Керномрозріз не охарактеризований. Характеристика каротажної діаграми вказує нанаявність потужних (до 80 м) піщаних пластів, що чергуються з глинистимипачками. Товщина відкладів верхньокам'яновугільного відділу становить 612-744м.
Пермська система (Р)
На даній території представлена тільки нижнімвідділом, де виділена картамишська (Р1kt) світа. Складена строкатобарвними глинамиз прошарками алевролітів, доломітів та піщаними пластами. Товщина відкладівнижньопермського відділу 106-161 м.
Мезозойська ератема (Мz)
Представлена тріасовою, юрською та крейдяноюсистемами.
Тріасова система (Т)
Зі стратиграфічною та кутовою незгідностями навідкладах нижньопермського відділу залягають відклади тріасової системи. Залітологічними ознаками вони підрозділяються на піщано-глинисту, піщану,піщано-карбонатну та глинисту товщі. Товщина тріасових відкладів 637-774 м.
Юрська система (J)
Відклади юрської системи представлені середнім іверхнім відділами.
Відклади середнього відділу (J2) юрської системизалягають незгідно на підстилаючих і представлені байоським, батським такеловейським ярусами. Товщина відкладів відділу 169-200 м.
Відклади верхнього відділу (J3) представленіоксфордським (J3о) та кімериджським (J3km) ярусами, товщиною 292-322 м. Товщина відкладів верхньоюрського відділу 292-322 м.
Крейдяна система (К)
За стратиграфічним та кутовим неузгодженням відкладикрейдяної системи залягають на розмитій поверхні верхньоюрських відкладів іпредставлені нижнім та верхнім відділами.
Товщина відкладів нижньокрейдяного відділу 116-135 м.
Відклади верхнього відділу (К2) представленісеноманським (К2S), туронським (К2t), кон'якським (К2tk), сантонським (К2st),кампанським (К2km) та маастрихтським (К2m) ярусами.
Товщина відкладів 434-460 м.
Кайнозойська ератема (К2)
Відклади кайнозойської ератеми залягають незгідно навідкладах верхньокрейдяного відділу і включають в себе відклади палеогенової,неогенової і четвертинної системи.
Палеогенова система (Р)
До складу палеогенової системи входять палеоценовий,еоценовий та олігоценовий відділи. Літологічно вони складені пісками сірими,зеленувато-сірими, дрібно-середньозернистими з прошарками глин та пісковиків іпачкою світло-сірих, піщаних мергелів київської серії.
Товщина відкладів становить 203-233 м.
Неогенова система (N)
Відклади неогенової системи представлені міоценовимвідділом, який представлений пісками жовтувато-сірими, тонкозернистими,кварцово-глауконітовими, місцями ущільненими.
Четвертинна система (Q)
Товща відкладів четвертинної системи представленагрунтово-рослинною та лесовидними суглинками, жовтувато-сірими, в'язкимиглинами.
Товщина відкладів неогенової та четвертинної системскладає 30-76 м
За даними пошукового буріння промислова газоносністьСемиреньківського родовища приурочена до верхньовізейських теригенних відкладівXI та XII мікрофауністичних горизонтів.
В межах розкритого свердловинами продуктивного розрізуза літофаціальними ознаками, згідно існуючого попластового розчленування,виділено чотири горизонти В-16, В-17, В-18 та В-19.
Горизонт В-16 стратиграфічно приурочений до нижньоїчастини розрізу XI мікрофауністичного горизонту верхньовізейського під’ярусу.
За характером розвитку порід горизонт В-16представлений перешаруванням пластів і пачок пісковиків з аргілітовими породамизагальною товщиною від 170 до 200 м.
Піщані пласти розвинені по розрізу нерівномірно,найбільш збагачений розріз горизонту піщаними породами в середній його частині,де товщина їх сягає 35-50 метрів. В верхній і нижній частинах розріз горизонтудосить заглинизований і піщані пласти носять підпорядкований характер. Найбільшсуттєва глинизація відкладів спостерігається в нижній його частині.
За характером розвитку піщаних порід в розрізілітопачки В-16 виділяються три пласти: В-16а, В-16б, В-16в. Промислові покладиВВ в них встановлені випробуванням лише в В-16б та В-16в.
Пласт В-16а виявився ущільненим слабогазонасиченим,припливу не отримано.
Пласт В-16б охоплює середню частину розрізу горизонтуВ-16 і представлений, в основному, піщаними породами з окремими прошаркамиаргілітів та алевролітів.
За характером розвитку піщана частина пластапредставлена одним-двома пісковиками: товщиною верхнього ущільненого від 5 до 10 м і нижнього від 25 до 40 м досить витриманого по площі і розрізу.
Загальна товщина пласта В-166 коливається в доситьвузьких межах від 45 м в свердловині 1 до 60 м в свердловинах 3, 4.
Пласт В-16в приурочений до нижньої частини горизонтуВ-16 і являє собою піщано-глинистий літофаціальний тип порід. За характеромрозвитку проникних порід-колекторів, пласт представлений двома-трьомапрошарками пісковиків, розвинених в підошвеній частині з товщиною від 2 до 5-15 м. Загальна товщина від 50 м в свердловині 1 до 70 м в свердловині 3. Пласт В-16б простежується врозрізі всіх свердловин, змінюючись в кількості прошарків пісковиків та їхтовщини, а як колектор розвинений лише на ділянці свердловини 9.
Горизонт В-17 стратиграфічно належить до верхньоїчастини розрізу XII мікрофауністичного горизонту верхньовізейського під'ярусу.Він представлений піщано-глинистим літофаціальним шаруватим типом порідзагальною товщиною 200-250 м.
За особливостями розвитку піщаних і непроникних порідв розрізі горизонту виділено три продуктивні пачки, з якими пов'язанісамостійні поклади вуглеводнів: В-17а, В-17б, В-17в.
Пласт В-17а охоплює верхню частину розрізу горизонту іпредставлений перешаруванням піщаних та алевроліто-аргілітових утворень. Піщаніпороди-колектори представлені в свердловині двома прошарками товщиною 3, 8 м — в свердловині 2, 20, 25 м — в свердловині 4 та 5, 10 м — в свердловині 9. Загальна товщинапласта досить стабільна і становить 70-80 м.
Пласт В-176 приурочений до середньої частини розрізугоризонту В-17 і представлений чергуванням піщаних та алевроліто-аргілітовихпорід загальною товщиною 50-80 м. Піщані породи пласта за ФЄВ досить мінливі іущільнені не дивлячись на значну їх товщину, що сягає в свердловині 4 – 20-25 м, а в свердловині 9 – 35 м. Тобто спостерігається глинизація і ущільнення піщаних порід по зануренню.Як проникні породи-колектори піщані утворення розвинені в склепінних частинахсвердловин 2 і 51 у вигляді двох прошарків 10-12 м та одного 26 метрового в свердловині 9.
В свердловині 4 пласт В-17б представлений ущільненимипісковиками і лише одним проникним 3-х метровим прошарком.
Пласт В-17в приурочений до нижньої підошвеної частинигоризонту В-17 і представлений глинисто-піщаними і піщано-глинистимилітофаціальними утвореннями.
Глинисто-піщаний тип розрізу розвинений в склепіннійчастині родовища і в розрізі свердловини 2 представлений двома прошарками – 10і 35 метровими піщаними породами з пропластками аргілітів.
В свердловині 4 і 9 пласт представленийпіщано-глинистим літофаціальним типом порід з піщаними утвореннями в верхній тасередній частинах розрізу. Товщина верхнього прошарка в свердловині 4 – 5 м, а в свердловині 9 – 20 м. Аналогічний характер розвитку має і нижній прошарок, змінюючись від 10 м в свердловині 4 до 13 м в свердловині 9.
Загальна товщина пласта змінюється від 50 м в склепінні до 90 м на зануренні.
Пласт В-18 представлений піщано-глинистим шаруватимтипом порід з мінливою товщиною піщаних відмінностей. Найбільше піскуватийпласт в склепінній частині структури, який в свердловині 2 представлений двомапрошарками 10 і 20 м. В напрямку занурення шарів порід величина піскуватостіпласта зменшується і в свердловині 4 товщина прошарків становить 8 м і 4 м.
В свердловині 9 пласт представлений тонкимперешаруванням ущільнених піщаних і глинисто-алевролітових порід.
Товщина прошарків ущільнених пісковиків становить 2-5 м. Загальна товщина пласта становить 30-40 м.
Пласт В-19, розкритий лише трьома свердловинами 2, 4та 51 і представлений перешарування піщаних і аргіліто-алевролітових порід всвердловині 4 і масивними прошарками пісковиків в свердловинах 2 та 51.
Товщина піщаних прошарків в свердловині 4 змінюєтьсявід 3-х до 15 м. Загальна товщина проникних прошарків сягає 37 м. В свердловині 2 піщана частина пласта сягає 40 м і 35 м в свердловині 51.
В регіональному тектонічному плані Семиреньківськеродовище розташовано в межах приосьової частини центрального грабену Дніпровсько-Донецькоїзападини і приурочено до смуги північно-східного глибинного обляганняЛубенсько-Білоцерківського мисоподібного виступу фундаменту. Будова цієї частинизападини має свої відмінні особливості в порівнянні з іншими її елементами, якіполягають в наступному:
— значним накопиченням відкладів стратиграфічнихкомплексів фанерозою загальною товщиною від 8,0 до 8,5 км,
— помірним проявом структуроформуючих рухів в процесіседиментогенезу,
— розвиток консидиментаційно-переривчастихантиклінальних палеозойських структурних форм, зумовлених проявом, в основному,блокової тектоніки.
По поверхні фундаменту — це чітко виражений північнийсхил Сулимівського окремого блоку на фоні глибинного мисоподібного виступуфундаменту.
Найбільш виражена будова даної частини западиниспостерігається по нижньопалеозойському структурному плану, відклади якогоперекривають розчленовану блоковою тектонікою поверхню докембрійських утворень.
По нижньопалеозойському комплексу відкладів, в межахцієї частини западини, простежується ціла група піднять, які мають певнеорієнтування і складають окремі протяжні структурно-тектонічні лінії:Семиреньківське підняття по верхньовізейському структурному підповерху всистемі локальних піднять має досить чітке площинне положення і одночасно зОлефірівським, Кошевойським, Бакумівським, Куйбишевським та Комишнянськимстворює ланцюг антиклінальних структур, що облямовують глибинний виступфундаменту.
Геологічна будова Семиреньківського підняття вивчаласьсейсмічними дослідженнями та пошуковим бурінням.
Так, по верхньовізейських структурних планах(відбиваючі сейсмічні горизонти Vв23, Vв22-2, Vв22-1, Vв21) Семиреньківськепідняття являє собою досить чітку антиклінальну форму, витягнуту в субширотномунапрямку з дещо незначною асиметрією крил та перикліналей.
Південно-західне крило коротше відноснопівнічно-східного, південно-східна перикліналь ширша і дещо крутіша, ніжзвужена північно-західна, з кутами нахилу шарів порід відповідно: 2-3°, 1-3°,1-2° і понад 1-1,5°.
Структурний план підняття по всіх чотирьохвищезазначених відбиваючих горизонтах носить повну конформність, відрізняючисьлише більш виразнішою формою з глибиною.
Від суміжних локальних піднять Олефірівського,Романівського, Ковалевського, Вакулівського, Куйбишівського та Кавердинського,Семиреньківська антиклінальна складка відділяється неглибокими сідловинами,прогинами та західним відрогом Ярошинської депресії.
Порівнюючи форму Семиреньківської складки, відображенув відкладах верхньої частини верхньовізейського під’ярусу по відбиваючомугоризонту Vв22-1 (літопачка В-18) з об'єктом по відбиваючому горизонту Vв23?(літопачка В-22) помітні видозміни в будові складки з глибиною. Побудови,виконані по відбиваючому горизонту Vв23? показують, що Семиренківська складкастає значно виразнішою. Її амплітуда на рівні літопачки В-22, по найбільшпологому південно-західному крилу, досягає 125 м, тоді як в відкладах верхньої частини під'ярусу (літопачки В-18, В-20), ця амплітуда неперевищує 50 м. З глибиною також збільшується і розмір Семиреньківськоїбрахіантикліналі, менше за рахунок видовження по простяганню, більше внаслідокрозширення північно-західної перикліналі складки та звуження і зменшенняпрогину, відокремлюючого південно-західне крило від Куйбишівської таКавердинської структур. Найбільш помітно це простежується в порівнянніструктурних побудов по відбиваючих горизонтах Vв22-2 (літопачки В-19-20) таVв22-1 (літопачка В-18). Розміри складки по простяганню та вхрест в межахзамкненої ізогіпси -5500 м складають 6,75 км х 2,5 км, в той час як на відображеній складці по горизонту Vв22-1 в межах замкненої ізогіпси -5275 м, вони складають відповідно 7,4x3,4 км.
Співставлення одержаних даних сейсморозвідки тагравіметрії свідчать про можливий розвиток в ядрі складки неоднорідних порід івідсутність значних товщ соленосних відкладів. На це вказують зафіксовані вмежах Семиреньківської складки мало інтенсивні локальні максимумигравітаційного поля. Тому й потенційним фактором формування Семиренківськоїскладки мабуть не слід вважати соляний тектогенез, а пов'язувати її розвиток ізштамповою природою на початку та з можливим зминанням осадових порід призавершенні росту.
Промислова характеристика родовища
Поблизу від Семиренківського родовища розташовані таківідомі родовища, як Солохівське, Зах.Солохівське, Кавердинське, Комишнянськегазоконденсатні та Радченківське нафтогазове. Характерною рисою для району є ірізноманітність типів покладів вуглеводнів – пластові, масивно-пластові,склепінні, літологічно, стратиграфічно і тектонічно обмежені.
Виявлені в межах Семиреньківського родовища поклади в більшостісвоїй по морфогенетичних ознаках резервуарів склепінні, пластового класу,літологічно екрановані.
Найвищим по розрізу газонасиченим пластом на родовищіє пласт В-16б2, приурочений до середньої частини горизонту В-16.
Пласт В-16б2 за ГДС газонасичений в св. 1, 2, 4, 9,51. Випробуваний в св. 1, 2 (в експл. колоні) і в св. 4 (випробувачем пластів).В св. 1 газонасичений пласт, що залягає в інтервалі 5064,6-5075 м з пористістю 14,5-18 % (за ГДС) перфорацією не розкритий. Сумарна ефективна товщина — 7,8 м, газонасиченість 91 % .
В свердловині 2 продуктивний пласт В-16б2 складений однимпрошарком пісковика ефективною товщиною 8,2 м.
При випробуванні пласта отримано промисловий припливгазоконденсатної суміші з інтервалу 5035-5046 м (разом з нижнім об'єктом, де колектор за ГДС не виділяється). За матеріалами термодебітометрії працюючимявляється інтервал 5035-5046 м, початковий дебіт газоконденсату на штуцері 10 мм становив 324,6 тис. м3/добу, дебіт конденсату 52,2 м3/добу пригазоконденсатному факторі 160,8 см3/см3. Початковий пластовийтиск на глибині 5040,5 м склав 53,52 МПа.
В св. 4 продуктивний пласт В-16б2 складений прошаркамигазонасичених пісковиків з сумарною ефективною товщиною 9,8 м. В процесі буріння випробувачем пластів на трубах в інтервалі 5058-5121 м був отриманий приплив газу — 7,8 тис. м3/добу.
В св. 9 пласт складений газонасиченим пісковиком зсумарною ефективною товщиною 14,4 м, пористість — 7,5-14 %, газонасиченість68-90 %.
В св. 51, за даними ГДС, сумарно ефективнагазонасичена товщина горизонту В-16б2 становить 9,4 м, пористість 7-9,5 %.
В св. 3 пласт В-16б2 водонасичений і представленийпісковиком ефективною товщиною 1,8 м, пористість 8 %.
Як свідчать матеріали комплексу ГДС в св. 3відмічається наявність водонасичених колекторів в підошві пачки В-16б2. Покладгоризонту В-16б2 обмежується УГВК, прийнятим на абс.відм. — 4916,4 м, що відповідає підошві
газонасиченого пласта в св. 4. Розмір покладу 2,2 х 4,7 км .
Результати ДПР покладу В-16б2 (свердловина 2) даютьзмогу частину запасів в межах площі, обмеженої колом радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2 (блок І), за ступенем геологічного вивчення віднести дорозвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С1, код 111).Запаси покладу в межах продуктивної площі, обмеженої лінією НВВП (нижнявідмітка встановленої продуктивності), проведеною по підошві газонасиченоговипробуваного пласта в св. 2, що відповідає абсолютній відмітці мінус 4887,5 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північному заході тапівденному сході, за винятком блоку І, (блок II) віднесено до попередньорозвіданих, балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу у межахУГВК (блок III) віднесені також до попередньо розвіданих, апробованих(категорія С2, код 122).
Горизонт В-16в (пласти В-16в3, В-16в4) залягає на 20-25 м нижче пласта В-16б2, складений перешаруванням ущільнених пісковиків з аргілітами. Лише в районісв. 9 виділяються два пласти В-16в3 та В-16В4, пористість яких 9,5 та 7,5%,ефективна товщина — 5 м та 4,8 м, відповідно. При випробуванні даних пластівразом в інтервалі 5168-5145 м було отримано приплив газоконденсатної суміші. Qг= 4 тис. м3/добу, Qв = 4 м3/добу, Qк = 4 м3/добу. При проведенні ТДМ встановлено, щоінтервали 5156,5-5157,5 м та 5142-5147 м працюють газом, а інтервали 5198-5201 м, 5216-5225 м та 5158-5165 м — водою. УГВК пласта В-16в4 проводиться попідошві випробуваного пласта на глибині 5168 м (абс. відм. мінус 5002,5 м), що відповідає нижнім отворам перфорації, так як вода в інтервал пласта 5158-5165 м поступає поза колоною з нижнього водоносного пласта В-17а2. Для пласта В-16в3 УГВК проведенопо підошві працюючого інтервалу на глибині 5151 м (абс. відм. мінус 4985,5 м). Розміри покладів: В-16в3 — 1,75 ´ 1,0 км, В-16в4 2,0 ´ 1,25 км. Запаси покладів пластів В-16в3 та В-16в4 заступенем геологічного вивчення в межах площі газоносності, обмеженої УГВК таграницею відсутності, колектора віднесено до попередньо-розвіданих, запромисловим значенням — до балансових (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а1 залягає на 110-120 м нижче пласта В-16б2 і являється самостійним покладом, про що свідчать дані випробуванняпериферійних свердловин 4, 9.
В св. 9 при випробуванні сумісно пластів В-17а1 іВ-17а2 (інтервал 5145-5225 м, вибірково) отриманий приплив газу дебітом 4 тис. м3/добу (на діафрагмі 3,5 мм) разом з водою (Qв = 4 м3/доб.). За матеріалами ТДМ пласт в інтервалі 5198-5202 м водовіддаючий в результаті позаколонного перетоку з нижчезалягаючого пласта В-17а2.
В св. 2 після перфорації пласта В-17а1 разом зінтервалом пласта В- 17а2 (відповідно глибини 5157-5168 м і 5177-5199 м) отриманий промисловий приплив газу дебітом 25,2 тис. м3/добу (на діафрагмі 6 мм), дебіт конденсату склав 4 м3/добу. Пластовий тиск, заміряний на глибині 5176,5 м, становить 55,25 МПа. За матеріалами ТДМ пласт В-17а1, залягаючий в інтервалі 5158-5165 м, працює газом.
За даними ГДС в св. 51 та 4 пласт В-17а1газонасичений. Ефективна газонасичена товщина пласта В-17а1 становить 1,6-2,8 м, пористість 7-7,5 %, газонасиченість 78-85 %. Поклад обмежений умовним газо-водяним контактом(УГВК), проведеним на абсолютній відмітці мінус 5037,0 м, що відповідає підошві газонасиченого пласта (св. 4). Розмір покладу 2,3 ´ 4,7 км.
Запаси в межах площі, обмеженої лінією НВВП проведеноюпо підошві випробуваного газонасиченого пласта в св. 2 на глибині 5167,3 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5008,8 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) віднесено за ступенем геологічного вивчення допопередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладув межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, але менш достовірні(категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а2 залягає на 10-15 м нижче пласта В-17а1 і відділяється від нього глинистою перемичкою, завдяки якій тут склалисяумови для формування самостійного покладу з окремим ГВК. Газонасиченим пластрозкритий в св.2, 51, де hеф=1-5,4 м, пористість 7,0-8,7 %, газонасиченість 73-87%. Випробування проведено в св. 2 разом з горизонтом В-17а1, за даними ТДМпрацюючий інтервал – 5180-5188 м.
В св. 9 пласт випробуваний і за даними ТДМ в інтервалі5216-5225 м – водонасичений.
Поклад пласта В-17а2 обмежується УГВК, що відповідаєабсолютній відмітці мінус 5045 м, тобто посередині між підошвою випробуваногогазонасиченого пласта в св. 2, (абс. відм. мінус 5039,1 м) і покрівлею водонасиченого в св. 9 (а. в. мінус 5051,1 м). Розмір покладу 1,85 ´ 4,1 км .
Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВПпроведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5197,6 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5039,6 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться допопередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2,код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньорозвідані (апробовані, категорія С2, код 112).
Пласт В-17б1 залягає нижче на 40-55 м від пласта В-17а2. Приплив газу отримано в св. № 2 після перфорації сумісно з нижнім пластом В-17б2.За матеріалами ТДМ працюючим в горизонті являється інтервал 5232,6-5245,8 м. Дебіт газу при випробуванні склав 101,6 тис.м3/добу (на штуцері 8 мм), конденсату 29,5 м3/добу. Газонасичена за ГДС товщина (hеф)становить 17,4 м, пористість 4,5 %, газонасиченість 87 %.
При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5299 м отриманий приплив газу, конденсату, води: Qг = 3,45 тис. м3/добу (на діафрагмі3 мм), Qк =1,2 м3/добу, Рпл заміряне на глибині 5390 м і дорівнює 55,69 МПа. За даними ТДМ покрівля водоносної частини пласта залягає на глибині 5293,2 м, що відповідає абс.відм. мінус 5127,7 м. Ефективна газонасичена товщина 8,8, пористість 7,3%, газонасиченість 86 % .
В св. 4 ГВК відмічається на глибині 5283 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7, в св. 51 пласт В-17б1, газоносний за даними ГДС.
Поклад пласта В-17б1 обмежується ГВК, прийнятим заданими ГДС в св. 4 на абс. відм. мінус 5127,7 м та підтверджений випробуванням в св. 9. Розмір покладу 2,4 ´ 4,8 км .
Результати ДПР покладу (св. 2) дали змогу частинузапасів в межах площі, обмеженої радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2, (блок І) віднести за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а запромисловим значенням — до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу вмежах площі, обмеженої лінією НВВП, проведеної по підошві газонасиченого івипробуваного пласта в св. 2 на глибині 5686,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2 за винятком запасів категорії С1 (блок II) віднесено допопередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17б2 залягає на 20 м нижче пласта В-17б1. За даними ГДС пласт газонасичений в св. 2, 51, в інших (св. 4, 9)ущільнений. Газонасичена товщина в свердловині 2 — 1,2 м, в свердловині 51 – 10,4 м, пористість відповідно 7 %, 7,5-8,0 %, газонасиченість 80 і 89 %.
В св. 2 пласт розкритий перфорацією і випробуванийсумісно з пластом В-17б1 (інтервал 5272-5286 м). Дебіт газу (сумісно) склав 101,6 тис. м3/добу на діафрагмі 8 мм, Рпл дорівнює 58,51 МПа. За даними термодебітометрії підтверджується продуктивність пласта вінтервалі 5272-5277 м.
В св. 51 у виділеному за ГДС пласті В-17б2 сумарнаефективна товщина колекторів горизонту складає 10,4 м, пористість 7,5-8 %, газонасиченість 88-92 %. Поклад обмежується УГВК, що відповідає підошвігазонасиченого пласта, розкритого св. 51, тобто на абс. відм. мінус 5151,4 м і границею відсутності колектора — св. 4, 9. Розмір покладу 1,8 ´ 3,1 км.
Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВПпроведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5285,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5126,7 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться допопередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2,код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньорозвідані, апробовані (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17в1 залягає на 70 м нижче пласта В-17б2. Продуктивна частина пласта В-17в1 розкрита перфорацією в св. 2 разом знижніми пластами В-17в2 і В-18, між якими знаходяться незначного розміруаргілітові прошарки. Дебіт газу в інтервалі залягання цих горизонтів – склав191 тис.м3/добу на діафрагмі 8 мм, дебіт конденсату – 31,2 м3/добу, Рпл на глибині 5351м становить 56,93МПа.
При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5430 м (фільтр, ПР-43), разом з пластом В-17в2 отриманий приплив газу з водою: Qг =10 тис.м3/добу (на діафрагмі 4 мм), Qк =7 м3/добу. За матеріалами ТДМ інтервал 5276-5291 м працює газом, а інтервал 5291-5300 м — водою. Інтервал 5374,4-5393,2 м за ГДС – газонасичений, а пластова вода отримана в результаті позаколонного перетоку знижнього пласта В-17в2.
Газоносна частина покладу розкрита св. 2, 4, 9, 51.Ефективна газонасичена товщина складає 8,8-18,4 м, пористість 7,5-9,2 %. Газонасиченість 81-94 %.
Розмір покладу 2,4 ´ 4,8 км. ГВК проведено по підошві газонасиченоїчастини пласта на глибині 5393,2 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5227,7 м.
Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією ГВК таумовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) за ступенем геологічного вивчення віднесено до попередньо розвіданих, а запромисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси рештипокладу в межах ГВК (блок II) віднесені до попередньо розвіданих, апробованих(категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17в2, як вже відмічалось вище,випробуваний в св. 2, 9 разом з пластами В-17в1 і В-18. В св. 2 за даними ТДМвстановлена працююча газоносна частина інтервалу 5369-5380 м, а в св. 9 розкрита водоносна частина покладу в інтервалі 5410,5-5422 м. Ефективна газонасичена товщина покладу розкрита св. 2, 51 і становить 7,4 м та 5,2 м відповідно, пористість 8,5 та 8,0 %, газонасиченість 90 і 80 % .
ГВК покладу встановлюється за даними ГДС та результатамипробування св. 9 на гіпсометричному рівні мінус 5245 м, що підтверджується данимисв. 4. Розмір покладу 2,1 ´ 4,5 км.
Запаси покладу в межах площі обмеженої ГВК та умовноюлінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) заступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, запромисловим значенням — до балансових (категорія С2, код 122). Запаси рештипокладу в межах ГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані(категорія С2, код 122).
Результатами ДПР свердловин 4 та 51 підтвердженапромислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу наплощі, обмеженій умовними лініями, проведеними на віддалі 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічноговивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1,код 111).
Решта частина покладу, як така що прилягає до більшвисокої категорії запасів ВВ, (блок III) оцінена як попередньо-розвідані балансові(категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-18 залягає на 5-20 м нижче пласта В-17в2, випробуваний в св. 2, але припливу не одержано продуктивний по ГДС в св. 4,а в св. 51, 9 – ущільнений. Умовний ГВК проведений по підошві газонасиченого пластав св. 4 на глибині 5438 м (а. в. мінус 5287 м) та обмежений на сході лінією літологічного заміщення, що проведена по середині між св. 2 та 51, 9. Пористістьпласта змінюється від 7,5-8,3 %, ефективна товщина 4,4-7,2 м, газонасиченість 79-85 %. Розмір покладу 1,5 ´ 4,7 км.
Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВПпроведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5400,7 м, що відповідає абс.відмітці мінус 5241,8 м лінією літологічного заміщення та умовною лінією,проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) заступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, запромисловим значенням — до балансових (категорія С2, код 122). Запаси рештипокладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані(категорія С2, код 112).
Продуктивний пласт В-19, являється основним народовищі завдяки найбільшій товщині колектора (в св. 2 hеф дорівнює 35,4 м, а в св. 4 – 17,6 м, св. 51 — 19,3 м) та розповсюджений по всій площі родовища (св. 2, 4, 51).Пласт В-19 залягає нижче від пласта В-18 на 90-100 м і являється самостійним об'єктом. Випробування пласта проведено через фільтр в св. 2, 4, 51, дедебіт газу складав 144-347,3 тис.м3/добу (на діафрагмі 8 мм). Початковий пластовий тиск, заміряний в св. 2, становить 58,7 МПа.
Пористість колектора в продуктивній частині складає8,4-8,9 % за ГДС і 6,5-10,9 % за лабораторними даними. ГВК покладусвердловинами не розкрито .
В межах УГВК (УКГ), що відповідає підошві газоносногоколектора розкритого св. 4 (а.в. мінус 5452,5 м), розмір покладу становить 3,2 ´ 7,1 км.
За результатами ДПР свердл. 4 та 51 підтвердженапромислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу наплощі, обмеженій умовними лініями, проведеними на відстані 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічноговивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1,код 111).
/>
Рис. 1.3 Схемазіставлення контурів покладів
1.2 Фізико-хімічніхарактеристики нафти та газу
газопромисловий родовище трубопровідсепаратор
Повний комплекс промислових і лабораторних дослідженьгазоконденсатних систем на Семиреньківському родовищі здійснено для непорушенихрозробкою покладів у горизонтах В-16б2, В-17а, В-17б та В-17в + В-18 під час випробуваннярозвідувальної свердловини 2.
Дослідження на конденсатність на свердловині виконувалисяспеціалістами ДГП “Полтаванафтогазгеологія” з використанням промисловогосепаратора (метод промислових відборів) згідно з вимогами інструкції. Дебітгазу визначався діафрагмовим вимірювачем критичної течії (ДВКТ), а дебітстабільного конденсату – у мірній ємності. Дебіт сирого конденсатуперераховувався через коефіцієнт усадки, який одержано шляхом дегазації йогопроби за атмосферних умов із каліброваного контейнера ємністю 100 см3 з визначенням залишку стабільної рідини мірнимциліндром. Газоконденсатна система горизонту В-19 (свердловини 4 і 51)досліджувалася працівниками УкрНДІГазу із застосуванням малої термостатованоїсепараційної установки (МТСУ) методом часткових відборів продукції свердловини.Умови, при яких були відібрані проби відсепарованого газу, сирого і стабільногоконденсатів для лабораторного вивчення, наведені в таблиці 1.1.
Експериментальні термодинамічні дослідження(диференціальна конденсація) пластових систем на модернізованій установціфазової рівноваги УГК-3М виконувалися в Чернігівському відділенні УкрДГРІ. Тамже визначалися фізико-хімічні властивості газу і конденсату, а для горизонту В-19– в УкрНДІГазі. У таблиці 1.2 подана характеристика стабільного конденсату, утаблиці 1.3 містяться відомості про дегазацію сирого конденсату та вихідна інформаціядля розрахунку складу пластового газу, а результати цих розрахунків знаходятьсяв таблиці 1.4. У наступній таблиці 1.5 зведені матеріали диференціальної конденсаціїпластових систем, які вміщують понад 30 г/м3 вуглеводнів С5+.
Продуктивні горизонти залягають на глибинах більше 5000 м, де пластові тиски досягають 53,3-58,7 МПа, а температури змінюються від 382 до 406 К. Під часдосліджень на конденсатність конкретних об’єктів дебіт газу за величиною відрізнявсязначно – від 68,1 до 465 тис.м3/добу, лише для горизонту В-17а він дорівнюваввсього 29,2 тис.м3/добу. Депресії на пласт коливалися від 9,3 до67,2 %, а швидкості потоку газу на вході в НКТ – від 1,1 до 8,7 м/с (таблиця1.1). Нижче розглянуті матеріали вивчення пластових газоконденсатних системпогоризонтно із врахуванням результатів дослідно-промислової розробки (ДПР)покладів, а підсумкові параметри, що рекомендуються для промислових розрахунків,подані в таблиці 1.6.
Горизонт В-16б2. Згідно з дослідженнями наконденсатність свердловини 2 пластовий газ містить (в молярних процентах):метану 79,98 %, етану 7,25 %, пропану 3,20 %, бутанів 1,3 %, пентанів і вищихвуглеводнів 2,65 %, азоту 0,64 %, гелію 0,07 %, вуглекислого газу 4,91 %.Молекулярна маса газу 22,75, відносна густина 0,786, молярна частка сухого газу0,973. Початковий потенціальний вміст конденсату 131,6 г/м3 у розрахунку на сухий газ. Властивості конденсату: густина 780,3 кг/см3, молярна маса 122, кінематична в’язкість 1,32 мм2/с, кількість бензинових фракцій (википають до 200 °С) 62 % об’ємних. Конденсат містить 0,59 % масовихпарафіну, 0,48 % мас. смол, 0,05 % мас. асфальтенів, сірка відсутня. Загруповим складом тип конденсату МНА (у фракції п.к.-200 °С метанових вуглеводнів 58,4 % мас., нафтенових – 25,7% мас., ароматичних – 15,9 % мас.).
Матеріали ДПР горизонту В-16б2 за півтора рокуексплуатації свердловини 2 свідчать про загальну нестабільність її роботи.Конденсатний фактор лише перші 5 місяців зберігався відносно постійним, надалійого різке і спорадичне зростання ймовірно було спричинене додатковимвинесенням конденсату, що випадав у присвердловинній зоні. Це, разом зпоступленням води, призвело до зниження робочих тисків, зменшення дебітів газута конденсатного фактора і в кінці до припинення фонтанування свердловини. Заперші 5 місяців конденсатний фактор у середньому склав 172 г/м3, тобто був вищим на 28,9 % відносно потенціальноговмісту С5+ 133,8 г/м3 (131,6 г/м3 на сухий газ), за матеріалами дослідження на конденсатність (табл. 1.4).Отже, мало місце заниження реального конденсатного фактора у зв’язку знедостатньою швидкістю потоку газу, 1,3 м/с, чи з іншої причини.
Близьку величину потенціального вмісту С5+, 204,8 г/м3 на газ сепарації (194,77 г/м3 на сухий газ) має пластовий газ горизонту В-17б, а різниця в 15,8 % з конденсатнимфактором 172,5 г/м3 горизонту В-16б2 співмірна з пересічнимипромисловими втратами. Тому для горизонту В-16б2 доцільно прийняти параметрипластової системи горизонту В-17б і використовувати їх для розрахунківпоказників розробки покладу.
Горизонт В-17а. Склад пластового газу (% молярні):метану 83,72 %, етану 5,40 %, пропану 1,70 %, бутанів 0,88 %, пентанів 4,70 %,азоту 0,23 %, гелію 0,04 %, вуглекислого газу 3,33 %. Молекулярна маса 23,82,відносна густина 0,8220, молярна частка сухого газу 0,953. Початковийпотенціальний вміст конденсату на сухий газ 254,14 г/м3, коефіцієнт конденсатовилучення 0,753.
Конденсат легкий – густина 794,2 кг/м3, безсірчистий, вміщує 0,24 % мас. парафіну, 0,26 %мас. смол і 0,03 % мас. асфальтенів. Молекулярна маса конденсату 127,1,кінематична в’язкість 1,38 мм2/с, кількість бензинових фракцій 80 %об’ємних.
Дослідно-промислова розробка покладу в горизонті В-17ане проводилася, отже, відсутні об’єктивні дані для оцінки достовірностіпотенціального вмісту конденсату, що дорівнює 254,14 г/м3 у розрахунку на сухий газ. Він суттєво вищий, ніж у сусідніх горизонтахВ-16б2 і В-17б. З причини низького дебіту газу – всього 29,2 тис.м3/добу і, відповідно, малої швидкості потоку газу, 1,1м/с при значній депресії 67,2 %, для горизонту В-17а можливе завищення вмістуконденсату в пластовому газі. Більш вірогідним значенням є аналогічне згоризонтом В-17б, однак для перегляду параметрів нема обґрунтованих підстав,тому для промислових розрахунків залишені фактичні результати дослідження наконденсатність розвідувальної свердловини 2.
Горизонт В-17б. Дослідження на конденсатність об’єктавипробування 5235-5286 м у свердловині 2 виконано двічі – повторне післядострілу середньої частини об’єкта в інтервалі 5257-5270 м. Оскільки повніше охоплено розкриттям розріз і сприятливішими були умови відбору проб (меншадепресія і більша швидкість потоку газу, що видно з табл. 1.1), то параметрипластової системи для промислових розрахунків рекомендовані за результатамидругого дослідження (табл. 1.6).
Пластовий газ містить, в молярних процентах: метану79,29 %, етану 9,86 %, пропану 3,06 %, бутанів 1,04 %, пентанів і вищихвуглеводнів 3,77 %, гелію 0,04 %, вуглекислого газу 2,94 %, азот відсутній. Молекулярнамаса газу 23,40, відносна густина 0,808, молярна частка сухого газу 0,962.Початковий потенціальний вміст конденсату в розрахунку на сухий газ 194,77 г/м3, коефіцієнт конденсатовилучення 0,749. За два рокиДПР промисловий конденсатний фактор був значно меншим (124-126 г/м3), що, ймовірно, обумовлено різними причинами (умовисепарації, облік продукції, видобуток газу лише з верхньої частини горизонтутощо).
Властивості конденсату: густина 777,7 кг/м3, молекулярна маса 122,8, кінематична в’язкість 1,29 мм2/с, кількість бензинових фракцій 65 % об’ємних. Вмісткомпонентів, в процентах масових: парафіну 0,67 %, смол 0,25 %, асфальтенів0,05 %, сірка відсутня. Груповий склад фракції п.к. – 200 °С: метанових вуглеводнів 57,9 %, нафтенових 23,8 %,ароматичних 18,3 %, тип конденсату МНА.
Горизонти В-17в+В-18. Об’єкт випробування в інтервалі 5329-5413 м об’єднує обидва горизонти, хоча початково лише з горизонту В-18 (інтервал 5394-5413 м) промислового припливу газу не одержано. Дослідження на конденсатність виконані двічі – до іпісля ущільнення перфорації в пластах, оцінених як продуктивні за матеріаламиГДС. У значеннях параметрів газоконденсатної системи відсутня суттєва різниця,тому для промислових розрахунків, стосовно покладу в цілому, вони усереднені(табл. 1.6).
Пластовий газ у середньому містить (в молярнихпроцентах): метану 83,78 %, етану 6,70 %, пропану 2,55 %, бутанів 0,91 %,пентанів і вищих вуглеводнів 2,37 %, азоту 0,25 %, гелію 0,4 %, вуглекислогогазу 3,40 %,. Молекулярна маса газу 22,18, відносна густина 0,719, молярначастка сухого газу 0,976. Початковий потенціальний вміст конденсату (середній)в розрахунку на сухий газ 125,75 г/м3, коефіцієнтконденсатовилучення 0,838.
Властивості конденсату: густина 770,6-772,1 кг/м3, молекулярна маса 124,6-137,0, кінематична в’язкість1,09—1,10 мм2/с, кількість бензиноваих фракцій 65-68 %об’ємних. Конденсат малопарафінистий (0,31-0,43 % масових), малосмолистий(0,21-0,22 % мас.), безсірчистий, з незначною домішкою асфальтенів (до 0,1 %мас.).
Горизонт В-19. Промислові дослідження на конденсатністьздійснені із застосуванням МТСУ в процесі розробки покладу в свердловинах 4 і51. Пластовий газ містить в середньому (в молярних процентах): метану 86,69 %,етану 5,64 %, пропану 1,34 %, бутанів 0,40 %, пентанів і вищих вуглеводнів 0,68%, азоту 0,12 %, вуглекислого газу 5,13 %,. Молекулярна маса газу 19,44, відноснагустина 0,669, молярна частка сухого газу 0,9935.
Потенціальний вміст конденсату низький і складає всередньому 30,41 г/м3 у розрахунку на сухий газ, що підтверджуєтьсярезультатами ДПР. Згідно з інструкцією термодинамічні дослідження непроводилися, коефіцієнт конденсатовилучення визначений графічно заспіввідношенням (С2–С4)/С5+ і дорівнює 0,840.
Властивості конденсату: густина 778,9-790,3 кг/м3, молекулярна маса 129- 139, кінематична в’язкість1,24-1,26 мм2/с, кількість бензинових фракцій (температуравикипання до 200 °С) 66-68 % об’ємних.
Загалом в пластових газах горизонтів Семиреньківськогородовища (таблиця 1.6) основним компонентом є метан, вміст якого коливається вмежах 79,29-86,69 % молярних. Гази також вміщують, в молярних процентах: етану5,40-9,86 %, пропану 1,70-3,06 %, бутанів 0,40-1,04 %, пентанів і вищих вуглеводніввід 0,68 % в горизонті В-19 до 4,70 % в горизонті В-17а. Потенціальний вмістконденсату у розрахунку на сухий газ відповідно мінімальний в горизонті В-19 –30,41 г/м3 і максимальний в горизонті В-17а- 254,14 г/м3.
За результатами хімічного аналізу конденсати легкі,густиною 771,4-784,6 кг/м3, молекулярною масою 122,8-130,8,малопарафінисті (до 0,67 % масових), малосмолисті (до 0,65 % мас.),безсірчисті, з незначною домішкою асфальтенів (до 0,06 % мас.). За товарноюкласифікацією згідно ОСТ 38.011.97 – 80 відносяться до першого класу, першоготипу, першого виду.
Термодинамічними дослідженнями на установці УГК-3М(диференціальна конденсація) визначені фазовий стан пластових газоконденсатнихсистем при початкових пластових термобаричних умовах, тиски початку конденсаціївуглеводнів фракції С5+ і динаміка втрат конденсату під час ізотермічногозниження тиску в діапазоні від пластового до 0,0981 МПа (таблиця 1.5).
Усі вивчені газоконденсатні системи при початковихпластових тисках і температурах знаходяться в газовому стані. Тиск початкуконденсації (точка роси) рідких вуглеводнів фракції С5+ переважно нижчий на40-56 %, відносно початкових пластових тисків, що є сприятливим фактором длярозробки покладів. Для газоконденсатної системи горизонту В-19 диференціальнаконденсація не проводилася з причини низького вмісту конденсату, але, згідно зчисленною статистикою, у таких системах початок конденсації переважно дорівнюєпластовому тиску, або близький до нього.
Результати термодинамічних експериментів, зокремазначення пластових втрат конденсату використані для погоризонтного обчисленнязміни вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С5+ під час ізотермічного зниженняпластового тиску, тобто для одержання вихідних даних для промисловихрозрахунків розробки покладів. Для цього попередньо вичислені псевдокритичні іпсевдоприведені параметри за початковим складом пластового газу (таблиця 1.7),після чого залежність пластових втрат конденсату відносно абсолютного тиску перерахованана приведені тиски P/Z (таблиця 1.8). Зміни вмісту та видобутку конденсату визначеніза спрощеною методикою, а результати подані в таблиці 1.9 .
2. Технологічна частина
2.1 Система збору і підготовки газопромисловоїпродукції на родовищі
Під час дослідно-промислової розробкиСемиреньківського родовища в експлуатації перебували свердловини 2, 4, 51. Дляподачі видобутого з цих свердловин флюїду на УКПГ (побудоване в районі св. 2)прокладені індивідуальні шлейфи довжиною 145, 1400 і 1600 м, відповідно (рис. 2.1). Вказані газопроводи побудовані з труб діаметром 114 мм, товщиною стінки 15 мм і розраховані на робочий тиск 30 МПа. Для запобігання можливогогідратоутворення в шлейфах прокладені інгібіторопроводи з труб діаметром 32´4 мм. Всього на родовищі кількість експлуатаційнихсвердловин планується довести до 11 одиниць (без резервних), тобто необхідно під'єднатидо УКПГ вісім свердловин.
З врахуванням того, що збирання продукції від діючихсвердловин до УКПГ здійснюється за променевою схемою, очікувані довжини шлейфівнових свердловин будуть рівні:
— поклад горизонту В-19 (І об’єкт)
від свердловини 9 – 2000 м (будується)
від свердловини 10 – 160 м (будується)
від свердловини 60 – 1750 м (в проекті)
від свердловини 7 – 4000 м (в проекті)
— поклади горизонтів В-17в1 і В-17в2 (ІІ об’єкт)
від свердловини 63 – 200 м (в проекті)
від свердловини 64 – 700 м (в проекті)
— поклад горизонту В-17б1 (ІІІ об’єкт)
від свердловини 62 – 1500 м (в проекті)
— поклад горизонту В-16б2 (ІV об’єкт)
від свердловини 1 – 2200 м (в проекті)
Будівництво шлейфів і інгібіторопроводіврекомендується здійснити з труб відповідних діаметрів і товщин стінок, якіпрокладені від свердловин діючого фонду.
Продукція від свердловин надходить на установкукомплексної підготовки газу, яку змонтовано за стандартною схемою низькотемпературноїсепарації: блок вхідних ниток – І-ша ступінь сепарації – теплообмінник (типу“труба в трубі”) – дроселюючий пристрій – ІІ-га ступінь сепарації –теплообмінник – блок заміру вихідної продукції – газопровід .
Конденсат, який випадає на І та ІІ ступенях сепарації,після відділення його від водометанольної суміші у розділювачах Р-1 та Р-2,через ємності вивітрювання подається у ємності зберігання конденсату (Vсум=130м3). В даний час подача конденсату до споживача здійснюєтьсяавтотранспортом хоча є побудовано конденсатопровід.
Тиск на вході УКПГ в даний час підтримується на рівні10 МПа і згідно розрахунків у більшості свердловин буде утримуватись на такомуж рівні до 4 років, а надалі буде плавно знижуватись до значення 4,0 МПа (2015рік). В той же час – газ Семиреньківського родовища подається на СолохівськеУКПГ, тобто тиск на виході визначається тиском на вході на ГС “Солоха” тавтратами на тертя і складає 2,8-3 МПа. Тобто, як видно, такого перепаду тиску(7-4 МПа) достатньо для підтримання температури сепарації на рівні 263 Кпротягом 6 років розробки. В подальшому температура сепарації (середньорічна)буде поволі зростати і на кінець 2015 р. складатиме +1-2 С. Підтримання більшнизької температури сепарації протягом 2011-2015 рр. відчутного приростувидобутку конденсату не дасть (≤1%).
Проведений прогнозований розрахунок на визначеннясприятливих умов для гідратоутворення показує, що протягом перших 6-8 років(2002-2008 рр.) гідрати в шлейфах свердловин не утворювались. В подальшому(2008-2015 рр.) витрата метанолу в шлейфах в середньому складатиме 0,6-1,2 кгна тисячу куб. м газу. Витрата метанолу на блоці вхідних ниток та на дроселюючому пристрої в гасі буде зменшуватись, оскільки буде падати перепад тисків. Всередньому витрата метанолу на цих ділянках очікується на рівні 0,15 та 0,56 кгна тис. куб. м газу.
2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русігазу
2.2.1 Визначити діаметр викидної лінії газопроводу
Дано:
Довжина L=4,6 км; тиск Р1 =10МПа; температура t1 =29ºС на вході; температура t2 =7 ºС на виході; витрата газу пристандартних умовах q=1250 тис.м³/ доб. Коефіцієнт втрат тиску на довжинуприйняти в межах Kтр= 0.1/>0.15 МПа/км
СН4
С2Н6
С3Н8
і-
С4Н10
n-
С4Н10
і-
С5Н12
n-
С5Н12
СО2
N2 85 3,5 1,4 0,9 0,7 1,8 0,3 0,3 0,3
Таблиця 2.1 Молекулярні маси компонентів газу
СН4
С2Н6
С3Н8
і-
С4Н10
n-
С4Н10
і-
С5Н12
n-
С5Н12
СО2
N2 16,043 30,07 44,097 58,124 58,124 72,151 72,151 44,011 28,016
Розв’язок
По відомому молярному складу суміші y (%), визначаємосередню молекулярну масу з формули:
/>, ( 2.2.1 )
де У1, У2, …, Уn — молярні (об’ємні) долі компонентів, %; М1, М2, …, Мn — молекулярні маси компонентів, кг/кмоль. Молекулярні маси компонентів газу поданих приводяться в таблиці 2.1
/>
Густину суміші ρсм (кг/м3)при нормальних умовах визначають виходячи з того, що 1 кмоль газу принормальних умовах займає об’єм 22.41 м3/кмоль. Тоді:
/> (2.2.2)
/>
Відносну густину суміші визначають по формулі:
/> (2.2.3)
де ρпо = 1,293 кг/м3густина повітря при нормальних умовах.
/>
Приймемо Kтр= 0,1 МПа/км
Тиск вкінці трубопроводу: />
Абсолютні значення температур:
/>
Середні параметри тиску і температури по довжинітрубопроводу:
/>
/>
Середньокритичний тиск:
/>, МПа, ( 2.2.4 )
Середньокритична температура:
/>, К, ( 2.2.5)
/>
/>
Значення коефіцієнту надстисливості газу розраховуютьпо наступній формулі:
/>, ( 2.2.6)
/>
Секундна витрата газу при стандартних умовах:
/>
Коефіцієнт гідравлічного опору λ приймають на 5%вище коефіцієнта опору тертя, тобто
/>, ( 2.2.7 )
а коефіцієнт опору тертя рівний
/>, ( 2.2.8 )
де D – внутрішній діаметр трубопроводу в мм.
Підставляючи (2.2.8) в (2.2.7) отримуємо:
/>
Діаметр газопроводу D (м):
/>, ( 2.2.9 )
/>
/>
/>
Висновок: необхідний діаметр викидної лініїгазопроводу, що здатен пропускати q=1250 тис.м³/ доб. газу при перепадітиску від 10 МПа до 9,54 МПа — 172 мм.
2.3 Технологічний розрахунок сепараторів дляпідготовки нафтогазопромислової продукції
2.3.1 Опис комбінованого сепаратора
Газосепаратори – це апарати, призначені для відділеннягазу від твердих частинок та рідини. Процес відділення твердих та рідкихчастинок від газу називається сепарацією, а іноді очисткою газу.
Сепарація відбувається під дією різноманітних сил:гравітації (тяжіння), відцентрових, інерційних; при ударах та прилипаннічастинок до твердих поверхонь; при проходженні потоку крізь відбійники, сітки,фільтри.
В залежності від основної діючої сили сепараториділяться на гравітаційні, відцентрові, інерційні, з насадками тафільтроелементами.
Як правило, в одному сепараторі прагнутьвикористовувати дію декількох сил, тобто конструюють багатофункціональніапарати.
Найбільше розповсюдження отримали сепараторикомбінованого типу. В них використовуються всі три принципу дії: гравітаційний(розділення потоку речовини під дією сили тяжіння), інерційний (основано нарізниці інерції речовин, що розділяються), адгезіонні (основані на здатностірідких і змочених частинок прилипати до поверхні твердих тіл).
Конструктивно сепаратори виготовляють горизонтальні,вертикальні, циліндричні і кульові. В курсовому проекті наведений вертикальнийсепаратор. Очищений газ входить в середню частину вертикального сепараторатангенсіально. В результаті відбувається обертання потоку і більш щільні, ніжгаз, частинки прижимаються до стінок апарату і стікають по них в нижню частинусепаратора.
Газ, проходячи повз коловий зазор внутрішньогоциліндра, направляється через його центральну частину в осаджувальну камеру, щопрацює по гравітаційному принципу (на частинку, яка рухається в осаджувальній камері,діють дві протилежно спрямовані сили: тяжіння G та виносу потоком газу F. Прирівності цех сил частинка знаходиться в підвішеному стані (якби невагома). Дляосадження частинки на дно сепаратора в збірник рідини необхідно щоб G›F.
Теоретично можна визначити швидкість газу восаджувальній камері, при якій сепаруються частинки заданого діаметру. Впромисловій практиці прийнята швидкість газу 0,1 м/с, при якій осаджуютьсячастинки розміром 0,3 мм та більші. Для осадження більш мілких частинокнеобхідно значно зменшити швидкість газу, та відповідно, пропускну спроможністьгазосепаратора).
В верхній частині сепаратора знаходиться жалюзійнанасадка — це набір пластин різноманітної конфігурації. Жалюзі виготовляють з нержавіючоїсталі, зазвичай в гофрованому стані. В криволінійних каналах жалюзійної секціїзмінюється напрям руху газу.
Краплі рідини та тверді частинки під дією сил інерціїта молекулярного тертя осаджуються на поверхні жалюзі та утворюють тонку,стікаючу до низу плівку. Швидкість газу повинна бути такою, щоб потоком газу незривалася плівка, яка стікає з поверхні жалюзі. Цю швидкість розраховують абовстановлюють експериментально. Від неї залежить пропускна здатність жалюзійнихнасадок.
Вертикальні сепаратори займають менше місця, ніжгоризонтальні, але складніші в монтажі і обслуговуванні. На практиці більшрозповсюдженні вертикальні сепаратори.
Основні технологічні показники сепараторівхарактеризуються ефективністю сепарації:
/>
і коефіцієнтом зносу рідини:
/>
де /> — маса рідини на вході в сепаратор, кг; /> — маса рідини на виході із сепаратора, кг; /> — витрата маси газу в кг.Кращі сепаратори мають ефективність 98-99%, а коефіцієнт зносу 0,1-0,01%.
2.3.2 Визначити пропускну здатність сепаратора ікількість сепараторів
Вихідні дані: Р1=6 МПа; t=18ºC; Q=900 тис.м3/добу; ρ=0,62 кг/м3 (значення відносної густини газу беремо з пункту 2.2.2)
У сепараторах по газу швидкість охолодження крапельрідини у потоці газу повинна задовольняти наступній нерівності:
Vг
Vг – швидкість потоку газу, м/с;
Vр – швидкість осадження крапельрідини в газі, м/с;
Vг=0,1 м/с
Vр=1,3·Vг=1,3·0,1=0,13 м/с;
Визначаємо пропускну здатністьсепаратора по газу.
/> (2.3.1)
Р1, Р0 – відповідно тиск в сепараторі і тиск принормальних умовах;
Р0=0,1 МПа;
Т1, Т0 – відповідно температура в сепараторі ітемпература при н. у.
Т0=273 К;
F – площа поперечного перерізу вертикальногосепаратора;
z – коефіцієнт надстисливості газу;
/> (2.3.2)
/>
/>
/>
Сепаратори приймаються з максимальним діаметром 1,6 м.Приймаємо для розрахунку діаметр сепаратора 1,6; 1,4; 1,2; 1 м.
/>;
/>;
/>;
/>;
Визначаємо добову пропускну здатністькожного діаметра сепаратора:
/>
/>
По результатам обчислення вибираємо необхіднукількість сепараторів для забезпечення заданої витрати газу:
/> (2.3.3)
/>
Висновок: за даними розрахунківобираємо один сепаратор з діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу – 934тис. куб. м /добу.
2.4 Визначити точку початкугідратоутворення
Вихідні дані: Р1=8,9 МПа; Р2=7,1 МПа; tп=42ºC;tк=t0=20ºC; ρ=0,62 кг/м3 (значення відносної густини газу беремо зпункту 2.2.2); k=1,89 Вт/ м2,Dз=640 мм; δст=10мм; L=20 км; q=850 тис. м3/добу; M=17,966кг/кмоль.(значення середньої молекулярної маси газової суміші, беремо з пункту2.2.2).
Середньокритичний тиск:
/>МПа,
Середньокритична температура:
/> К
Середньокритична густина:
/> кг/м3
Коефіцієнт надстисливості газу z визначають присередньому тиску Рср і при середній температурі Тср по довжині трубопроводу
/>
/>
Коефіцієнт надтисливості газу при Рср і Тср
/>
Фактор ацентричності
/>
Густина газу ρг(Р, Т) (кг/м3)залежить від тиску Р (МПа) і температури Т (К) і визначається наступноюформулою:
/>, ( 2.4.1 )
де 1,205 кг/м3 – густина повітря при стандартнихумовах (Рат=0.1013МПа,Тст=293К);
z(Р, Т) – значення коефіцієнту надстисливості газу приР (МПа) і Т (К).
/>
Приведена густина газу ρпр при даних Р(МПа) і Т (К)
/>
Якщо 0,32то:
/> В’язкість газу μат(Т)(мПа·с) при атмосферному тиску Рат і температурі Т (К)
/> В’язкість газу при даних Р і Т
/>
/>
Коефіцієнт Джоуля-Томпсона:
/>
Молярна теплоємкість газу /> приізобарному процесі розраховують по формулі Гухмана Л.М. і Нагарєвой Т.В.:
/>
/>
Масова теплоємкість газу />:
/>
Визначаємо внутрішній діаметр трубопроводу:
/>
Критерій Рейнольдса Re виражаєспіввідношення динамічних сил до в'язкісних сил і визначається по такійформулі:
/> (2.4.2)
де, μ — динамічна в’язкістьрідини, Па∙с; />-густина газу прин.у.(береться з пункту 2.2.2)
/>
Re > 2320 — турбулентний рух
Число Рейнольдса перехідне:
/>
/>квадратичний режим руху
/>
В основі всіх гідродинамічних розрахунків, при русігазу по трубопроводу, лежить теоретична формула масової витрати G для усталеноїізотермічної течії:
/> ( 2.4.3 )
де G – масова витрата газу, кг/с; Р1 і Р2– відповідно тиск на початку і в кінці трубопроводу, Па; D – внутрішній діаметргазопроводу, м; Т – абсолютна температура, К; z – коефіцієнт надстисливостігазу; L – довжина газопроводу, м; λ – коефіцієнт гідравлічного опору; Rг– газова постійна, Дж/(кг·К).
/>
Об’ємна витрата:
/>
Параметр Шухова а визначають по формулі:
/>, ( 2.4.4 )
/> - зовнішній діаметр трубопроводу, м; К – повний коефіцієнт теплопередач від рідини в навколишнє середовище, />; Q – об’ємна витрата рідини,/>; /> - густина газу, />; с – масова теплоємкістьрідини, />
/>
Зв’язок між початковою і кінцевою температурою нафти,а також температурою навколишнього середовища встановлюють по формуліВ.Г.Шухова :
/>, (2.4.5)
де /> і /> - відповідно початкова ікінцева температура нафти, />; /> - температуранавколишнього середовища, />; />– довжина трубопроводу,м.
/> (2.4.6)
Приймаємо: х=0; 50;100;150;200;250;300;400;500;1000;10000;20000 м
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>х
tx 315 50 311,477234 100 308,5185535 150 306,0336339 200 303,9466138 250 302,1937793 300 300,7216187 400 298,4467433 500 296,8420717 1000 293,670978 10000 293 20000 293
Розподіл тиску:
/> (2.4.7)
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>X
P0 8,9 1000 8,818730067 2000 8,736704184 4000 8,570297544 6000 8,400595217 8000 8,227393269 10000 8,050465825 14000 7,684399781 18000 7,3 20000 7,1
Середні значення тисків:
/> (2.4.8)
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>Pcp L 8,859427 0-1000 8,777781 1000-2000 8,653768 2000-4000 8,485729 4000-6000 8,314295 6000-8000 8,13925 8000-10000 7,868852 10000-14000 7,493843 14000-18000 7,200463 18000-2000
Температуру гідратоутворення tго (оС)в залежності від тиску Р (МПа) визначають по формулі :
tго=18,47·(1+lg·P)-B (2.4.9)
де В – коефіцієнт, який залежить від відносноїгустини газу.
При ρ=0,62 кг/м3, В=16,45
T0-1000=18,47·(1+lg·8,859)-16,45+273=292,518К
T1000-2000=18,47·(1+lg·8,777)-16,45+273=292,444К
T2000-4000=18,47·(1+lg·8,654)-16,45+273=292,33К
T4000-6000=18,47·(1+lg·8,485)-16,45+273=292,172К
T6000-8000=18,47·(1+lg·8,314)-16,45+273=292,01К
T8000-10000=18,47·(1+lg·8,134)-16,45+273=291,838К
T10000-14000=18,47·(1+lg·7,869)-16,45+273=291,567К
T14000-18000=18,47·(1+lg·7,5)-16,45+273=291,175К
T18000-20000=18,47·(1+lg·7,2)-16,45+273=290,855КL
tго 0-1000 292,5185822 1000-2000 292,4443162 2000-4000 292,3301805 4000-6000 292,1728889 6000-8000 292,0091756 8000-10000 291,8384937 10000-14000 291,5674833 14000-18000 291,1757942 18000-2000 290,855447
Висновок: таким чином, як видно з графіку, гідрати повсій довжині газопроводу не утворюються.
3. Техніка безпеки при обслуговуванні установокпідготовки газу, нафти і конденсату до транспортування
Установки комплексної підготовки газу, групові тагазозбірні пункти
1.1. На установках комплексної підготовки газу повиннабути така документація:
а) інструкції з охорони праці за професіями та видамиробіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;
б) технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;
в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин принормальному режимі роботи;
г) інструкція з аварійної зупинки УКПГ;
ґ) план локалізації та ліквідації можливих аварійнихситуацій і аварій;
д) графік перевірки запобіжних клапанів;
е) журнал контролю якості газу, що подається вмагістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори;
є) масштабні плани комунікацій УКПГ (шлейфи,газозбірні колектори, технологічні трубопроводи тощо) з точними прив'язками;
ж) графіки ПЗР технологічних трубопроводів;
з) технологічна схема УКПГ;
и) журнали (карточки) інструктажу з охорони праці;
і) журнал контролю стану охорони праці на об'єкті;
ї) журнал контролю загазованості повітряногосередовища.
Документація, яка повинна зберігатися у відповідномуструктурному підрозділі підприємства:
а) проектна документація;
б) протоколи перевірки знань працівників з охоронипраці та безпечного ведення робіт;
в) паспорти на посудини, що працюють під тиском;
г) акти гідровипробувань на щільність та міцністьшлейфів та технологічних трубопроводів;
ґ) перелік ерозійнонебезпечних місць такорозійнонебезпечних дільниць технологічної обв'язки основного обладнання УКПГта технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;
д) акти товщинометрії в ерозійно- такорозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;
е) акти контролю стану ізоляції технологічнихтрубопроводів.
1.2. Для установок комплексної підготовки газу,газозбірних пунктів, головних споруд повинні розроблятись і затверджуватись у встановленомупорядку технологічні регламенти.
1.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнанняУКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіхтехнологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.
1.4. Газопроводи установок комплексної підготовкигазу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, якіставляться до трубопроводів категорії «В» згідно з будівельниминормами і правилами «Магистральные трубопроводы» (СНиП 2.05.06-85).
1.5. Установки комплексної підготовки газу повиннімати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічнимипроцесами.
1.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні матибуферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіАпротягом не менше однієї години.
Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бутиочищене та осушене згідно з вимогами стандарту «Промышленная чистота.Сжатый воздух. Классы загрязненности» (ГОСТ 17433-80*).
1.7. Установки комплексної підготовки газу повиннімати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в ньогоінгібітору.
1.8. Не дозволяється встановлення запірної арматуриміж запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) іфакельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів«робочий + резервний» з блокувальним пристроєм, що не допускаєодночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічногоапарата.
1.9. За наявності (згідно з нормами технологічногопроектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанівта факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельнийколектор.
1.10. Регулювання запобіжних клапанів повинноздійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.
Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжнихклапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана післязупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.
1.11. У технологічному регламенті установок указуєтьсяперелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленніпараметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.
1.12. Не дозволяється подача в магістральнийгазопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів невідповідають вимогам технічних умов «Гази горючі природні родовищ Українидля промислового та комунально-побутового призначення» (ТУ У320.00158764.033-2000).
1.13. Якість газу, що подається в міжпромисловігазозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.
1.14. Перед пуском установки необхідно перевіритисправність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій,заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуальногозахисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.
Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, щовиходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об'ємного).
Витіснення повітря у факельний колектор недозволяється.
1.15. Не дозволяється пуск установки при несправнихсистемах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.
1.16. Відбирання проб газу, конденсату та іншихтехнологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників,розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватисяпробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміномїх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідшеніж один раз на шість місяців.
1.17. Прилади, які розташовані на щитах керуванняКВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, іграничнодопустимих параметрів.
Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повиннімати написи, що вказують характер сигналу.
1.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробуванняобладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захистуобладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключатиіскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонахоформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпекуорганізації і проведення робіт.
1.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повиннабути постійно включена в роботу.
1.20. Змінному технологічному персоналу дозволяєтьсяробити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку,встановленому ПЛАС.
1.21. Обладнання очищення, охолодження і сепараціїгазу повинно розташовуватись на відкритих площадках.
При встановленні обладнання слід передбачати:
а) основні проходи в місцях постійного перебуванняпрацівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявностіпостійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;
б) основні проходи по фронту обслуговування машин,насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальнихприладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;
в) проходи для огляду і періодичної перевірки тарегулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;
г) проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;
ґ) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівняпідлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.
Мінімальні розміри для проходів установлюються міжнайбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію,огородження.
1.22. На установках повинні бути передбачені заходищодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізаціягазів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).
1.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечнихприміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі принаявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигналз автоматичним включенням аварійної вентиляції.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнанняу вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.
Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин увиробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.
Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зонивиробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.
1.24. Установка комплексної підготовки газузабезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнанняв приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разінесправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежнихнасосів чи піногенераторів та ін.).
1.25. На підприємстві повинна бути затверджена схемамісць відбору проб на загазованість.
Відбір проб повітря до датчика газоаналізаторанеобхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадкахна найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях.Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 кв.м площіприміщення.
1.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюютьсяу вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.
1.27. Не дозволяється експлуатація технологічнихапаратів УКПГ:
а) при їх експлуатації понад встановленийпідприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутностівстановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечноїексплуатації;
б) при розгерметизації технологічного апарата;
в) при несправних запобіжних клапанах;
г) при несправних чи незадіяних регулювальнихпристроях;
ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;
д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА,передбачених проектом;
е) при вилученні з технологічної обв'язки проектнихрішень щодо спорожнення технологічних апаратів;
є) без заземлення технологічних апаратів за проектноюсхемою;
ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробуванняу встановлений технічною документацією термін;
з) з експлуатацією газосепараторного обладнання врежимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачіта регенерації інгібітору гідратоутворення);
и) з незадіяною проектною схемою контролю температуригазу на теплообмінному обладнанні.
1.28. Установка комплексної підготовки газу повиннабути аварійно зупинена у випадках:
а) аварії на газопроводі — підключенні домагістрального газопроводу;
б) виникнення відкритого фонтана на свердловині;
в) аварійних розривів шлейфів газових свердловин,газозбірного колектора чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;
г) пожежі на промплощадці УКПГ.
Висновок
В даному курсовому проекті наведений опистехнологічної схеми Семиренківського УКПГ, проведений гідравлічний розрахуноктрубопроводу по якому рухається газ, а саме визначено діаметр викидної лініїгазопроводу (172мм), підібрано один комбінований сепаратор діаметром 1,6 м іпропускною здатністю по газу 934 тис. куб м на добу, розглянуто його опис іпринцип дії, крім того наявний розрахунок на точку початку гідратоутворення втрубопроводі, спираючись на який можна зробити висновок, що гідрати по всійдовжині газопроводу не утворюються.
Література
1. ЛутошкинГ.С.Сбор и подготовка нефти, газа и воды.М.«Недра»1977-193 с.
2. РабиновичЕ.3.Гидравлика. М; «Недра»1980 -278 с.
3. НовоселовВ.Ф., Гольянов А.И., Е.М.Муфтахов.типовые расчеты при проектировании изксплуатации газопроводов. М. «Недра»1982 -136с.
4. ИНСТРУКЦИЯ покомплексному исследованию газовых и газоконденсатних пластов и скважии.Под ред.Зотова Г. А., Аииева З.С.М.«Недра»1980-З04с.
5. ЛутошкинГ.С., Дуняшкин И.И.сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды напромыслах.М.«Недра»1985 – 136с.
6. МищенкоИ.Т., Сахаров В. А., Грон В.Г., Богомольный Г.И сборник задач. по технологии итехнике нефтедобычи.М.«Недра»1984-278с.
7. Мищенко И.Т. Расчетыв добиче нефти.М.«Недра» 1989 — 248с.
8.Ю.П.Коротаев, А.И.Ширковский, Добыча, транспорт и подземное хранениегаза.М.«Недра»1984-486 с.
9.Г.Р.Гуревич, А.И.Брусиловский.СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ по расчету фазового состояния исвойств газоконденсатних смесей.М.«Недра»1984.
10. Гужов А.И.Совместний сбор у транспорт нефти и газа.М.«Недра»,1973- 235с.
11.Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов,0.В.Чубанов и др.Теория и практикагазлифта.М.: Недра,1987-256с
12. Бабин Л.А, БыковЛ.И, Волохов В.Я.Типовые расчеты по сооружению трубопроводов.М.: Недра,1979-176с.
13. ЛутошкинГ.С.Сбор и подготовка нефти газа и воды.М.:«Недра»,1979-319с.
14. ЛариковН.Н.Теплотехника.М.: Стройиздат.1985-382с.
15. Лобков А.Н.Соори обработка нефти и газа на промысле.М.: Недра.1968-356с.
16. Середа Н.Г., СахаровВ.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.М.: Недра, 1986 — 246с.
17. Гухов А.И., ТитбвВ.Г., Медведев В.Ф., Васильєв В.А. Сбор, транспорт и хранение природныхуглеводородных газов. М: Недра, 1978 — 385с.
18 Ширковский А.И. Разработкаи эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1979 303с.