Курсовая работа (т): Анализ работы абсорбционной установки осушки газа Уренгойского газоконденсатного месторождения

АЧ 1 и АЧ2 Рпл 52,5-59 МПа; Ка 1,39-1,7 (Ка - коэффициент аномальности).

АЧ 3-4 юг - Рпл 52,3-53,7 МПа;Ка 1,5-1,55

север - Рпл 58-61 МПа; Ка 1,7

Ач 5 юг - Рпл 51,6-53.4 МПа; Ка 1,5-1,58

север - Рпл 52,6-61,3 МПа; Ка 1,7

Особенности ачимовских тел АЧ3-4, АЧ5:

пласты и тела представляют собой линейно-вытянутые в субмередиальном направлении тела линзовидной формы, по простиранию и вкрест простирания замещающиеся непроницаемыми породами;

тела имеют клиновидную форму с острым сужением к югу;

пласты, как и тела, по направлению с востока на запад имеют все более наклонное примыкание к баженовской свите, то есть все уменьшающееся расстояние между кровлей баженовской свиты и подошвой пласта;

выележащее ачимовское тело смещено к западу по отношению к нижележащему и пласты тоже. Каждый песчаный пласт ачимовских тел имеет близкое, но отличное от соседнего поле давлений, которое, как правило гидродинамически изолировано от выше- и нижележащего пласта.

в нижних пластах тел хорошо видна дифференциация поля давления по простиранию пласта.

В АЧ5 установлено 11 гидродинамически изолированных друг от друга залежей углеводородов, теле АЧ 3-4 - восемь.

Продуктивность пластов увеличивается на запад.

2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И РЕАГЕНТОВ[2]

.1 Физико-химическая характеристика газа и конденсата

Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав от 95,4 до 99,3 %. Максимальное содержание углеводородов С2+ высшие не превышает 1 %. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577-0,557 (среднее 0,563).

Критические параметры:

среднекритическое давление 4,73МПа;

среднекритическая температура 190,5 К.

Теплотворная низшая способность 33МДж.

Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:

СН4 - 98,28 %; С2Н6 - 0,15 %; С3Н8 - 0,002 %; С4Н10 - 0,0014 %; С5+ 0,0006%; СО2 - 0,35 %; Н2 - 0,02 %; О2 - 1,16 %; Не - 0,013 %; А К + Хе - 0,023%; Н2S - следы. Cодержание углеводородного конденсата 0,03-0,05см3/м3. По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-49), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации при температуре воздуха ниже -30º С. Однако, в результате большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов цетановое число его невелико и равно 36, несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизтопливо. Вязкость этого конденсата 4,66·10-6м2/с. По указаным причинам конденсат сеноманской залежи может рассматриваться как компонент арктического дизтоплива.

2.2 Характеристика пластовой воды

Пластовая вода хлоpкальциевого типа, плотность-1,013 г/см3, вязкость изменяется от 0,7 до 0,8 мПа·с. Вода содеpжит pаствоpенные углеводоpодные газы.

2.3 Характеристика транспортируемого газа

Транспортируемый газ представляет собой смесь различных газов (метан, этан, пропан, бутан, водород, азот, углекислый газ и др.).

Природный газ бесцветен, легче воздуха, пожаро- и взрывоопасен и , если он не содержит вредных примесей, малотоксичен, не обладает ощутимым запахом.

Чистые метан и этан не ядовиты, но при недостатке кислорода в воздухе вызывают удушье. Опасные свойства углеводородных газов требуют принятия мер предосторожности для предупреждения взрывов и пожаров.

Состав перекачиваемого газа в % объемных:

СН4 - 92,28 С2 Н6 - 0,15 С3Н8 - 0,02

С4Н10 - 0,0014 С - 0,0006 СО2 - 0,35

Н2 - 0,02 N2 -1,16 Н2 + N2 - 0,013

Плотность газа 0,675 кг/м3

Температура кипения 161,6º С

Температура самовоспламенения 650º С

Пределы взрываемости в смеси с воздухом:

нижний - 5,0%

верхний - 15,0%

2.4 Поставляемые и используемые в производстве реагенты

В таблице 2.4.1 указаны поставляемые реагенты по Уренгойскому месторождению.

Таблица 2.4.1Поставляемые реагенты по Уренгойскому месторождению.

Диэтиленгликоль (ДЭГ) чистый:

Химическая формула: СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН

Молекулярная масса 106,12

Плотность при 20 град.С 1,118 г/см3

Температура кипения при 760мм рт.ст. 245 град.С

Температура начала замерзания минус 8 град.С

Температура начала разложения 164,5 град.С

Температура плавления минус 10,1 град.С

Вязкость при 20 град.С 35,7 мПа·с

Внешний вид бесцветная жидкость

ДЭГ смешивается с водой во всех соотношениях.

Характеристика технического ДЭГа по ГОСТ 10136-77

Внешний вид - прозрачная, слабоокрашенная в желтый цвет жидкость

Температура кипения при 760 мм рт.ст. 245 º С

Темпеpатуpа начала pазложения 164,5 ºС

Содержание в % от веса:

основного вещества (не менее) 98,7 - 96,5

влаги (не более) 0,1 - 0,4

этиленгликоля (не более) 0,2-0,8

Число омыления на КОН (не более) 0,1 - 0,4

Кислотность устойчивая, pозовая окpаска в течение 1 мин,

Цветность по платино-кобальтовой шкале - не более 15,

Гаpантийный сpок хpанения - 6 мес.

Характеристика абсорбента, циркулирующего в системе регенерации, представлена в таблице 2.4.2

Таблица 2.4.2 Характеристика абсорбента, циркулирующего в системе регенерации

3.. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ[3]

3.1 Краткая история освоения месторождения

Уренгойское месторождение открыто в 1966 году скважиной №2. На Уренгойском месторождении газо-насыщенными являются верхнемеловые (сеноман) и нижнемеловые (валанжин) отложения.

Сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) введена в эксплуатацию 22 апреля 1978 году по проекту, составленному в 1976 году на запасы утвержденные ГКЗ СССР в 1970 году, в объеме 3878 млрд. м3 газа.

В 1979 году ГКЗ пересмотрела запасы газа и они составили 6221 млрд. м3 газа. В связи с существенным увеличением запасов газа в 1981 году составлен проект разработки сеноманской залежи УГКМ в объеме годовой добычи 250 млрд. м3 газа.

В декабре 1989 года ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на 01.01.89 года. По разрабатываемым площадям они составили 6933 млрд. м3. Прирост запасов обусловлен увеличением на 11,5 % площади газоносности (в основном по данным сейсморазведочных работ) и на 9,6 % средней величины газо-насыщенной толщи.

В настоящее время в эксплуатации находятся все 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС ... 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11 ... 13 на Ен-Яхинской площади и УКПГ-15 на Севере-Уренгойском месторождении.

Сроки ввода УКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 году проектом предусматривался выход на постоянный отбор 250 млрд. м3 газа в год с вводом в эксплуатацию 15 УКПГ. Фактически к этому времени в эксплуатации находились только 11 УКПГ (табл. 1.1)

Таблица 3.1

Дата ввода в эксплуатацию УКПГ по месторождению

Проектный годовой отбор в период с 1985 года по настоящее время составлял 250 млрд. м3 газа, в том числе по Уренгойской площади - 185 млрд. м3, по Ен-Яхинскому - 50 млрд. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению - 15 млрд. м3.

В связи с отставанием ввода в разработку залежи Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча газа осуществлялась из залежи Уренгойской площади - в 1984 - 1988 годах проектный годовой отбор превышал на 22 - 64 %. Повышенная годовая добыча обеспечивалась поддержанием дебита на уровне оптимального, максимальным использованием производственных мощностей УКПГ, задействованием проектного резерва эксплуатационных скважин.

3.2 Основные проектные решения по разработке Уренгойского газоконденсатного месторождения

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса значительно отличающихся между собой по геолого-промысловым характеристикам: сеноманский и нижнемеловой.

Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000-1200 метров и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 году на максимальный отбор добычи газа 250 млрд. м3 в год. Характерной особенностью сеноманской залежи является наличие значительных запасов газа, преимущественно, метанового состава с крайне низким содержанием тяжелых углеводородов.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс залегает на глубинах 1750-3650 метров и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

Промышленная разработка газоконденсатных залежей нижнемелового продуктивного комплекса Уренгойского месторождения начата в январе 1985 года (см.табл.1.1) на основании “Проекта комплексной разработки ...” 1979 года и “Дополнениями...” к нему (1982 год) предусматривающего первоначальный максимальный годовой отбор газа в объеме 30 млрд. м3 и 6.2 млн. тон в год конденсата.

В процессе дальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная и продуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти. В результате в 1988 году ВНИИГАЗом и ТюменНИИГИПРогазом были составлены “Коррективы проекта разработки” предусматривающие увеличение отбора газа из нижнемеловых отложений до 40,6 млрд. м3 в 1990 году с одновременным ограничением добычи газа и конденсата из объектов, содержащих нефтяные оторочки.

В 1989 году ГКЗ СССР переутвердила геологические запасы газа и конденсата по разработанным объектам нижнемеловых отложений в объемах соответственно 1647,7 млрд. м3 газа и 291,3 млн. тонн конденсата.

Ввиду сложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатации в 1995 году переутверждались запасы газа, конденсата и нефти и трижды (в 1986, 1988 и 1991 года) осуществлялось проектирование разработки залежей в процессе которого обосновывалась стратегия их освоения для данного этапа, уточнялись уровни добычи товарной продукции и технологические показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на дальнейшую перспективу.

В 1995 году истек срок действия выполненного ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом в 1991 году “Комплексного проекта разработки нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения”, в связи с чем возникла необходимость в составлении нового проектного документа. Однако, ввиду задержки с пересчетом и переутверждениями запасов углеводородов, срок составления уточненного проекта разработки перенесен на 1996 год, а основой для планирования добычи газа, конденсата и нефти из нижнемелового продуктивного комплекса на 1996 год явились “Основные решения и технологические показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на 1996-1997 годы” выполненные ТюменНИИГипрогазом.

В вышеупомянутом проектном документе на основе анализа текущего состояния эксплуатации залежей и с учетом уточненных запасов углеводородного сырья, отражена стратегия дальнейшей разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек, а также вовлечение запасов углеводородного сырья в залежах не охваченных разработкой и представлены основные показатели добычи газа, конденсата и нефти на период до 2025 года. Предварительные результаты данного проекта были рассмотрены на “Комиссии по разработке месторождений и ПХГ” РАО “Газпром” (протокол № 13-Р/96 от 17.05.96 года).

В настоящее время в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общей производительностью 30 млрд. м3 по газу сепарации и 6,0 млн. тонн по нестабильному конденсату. В 1995 году выполнено расширение УКПГ - 8В, где дополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции (НТА), производительностью 5 млн. м3 в сутки по газу сепарации.

Общий фонд скважин на 01.01.99 год достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399 скважин. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и более от первоначальных (табл. 3.1). Минимальные значения текущего пластового давления наблюдаются на УКПГ - 1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа.

3.3 Отборы газа и конденсата по месторождению

В первоначальных проектных документах по объектам первоочередного промышленного освоения, исходя из утвержденных запасов газа в количестве 1110,5 млрд. м3 по категории С1 и 221,5 млрд. м3 по категории С2 (протокол ГКЗ СССР №9329 от27.10.83 года), предусматривалось доведения максимального уровня отбора пластового газа из нижнемеловых отложений до 31,8 млрд. м3 , что соответствовало добычи 30 млрд. м3 товарного газа. Средний темп отбора газа по объектам эксплуатации принят на уровне 3,0% от начальных запасов.

В последний период ГКЗ СССР, по результатам доразведки залежей, переутвердила запасы газа, величина которых составила 1647,7 млрд. м3 газа категории С1 и 27,7 млрд. м3 газа категории С2 по разрабатываемым II-VI объектам эксплуатации, а также 223,9 млрд. м3 по категории С1 и 84,8 млрд. м3 по категории С2 по залежи I объекта (протокол ГКЗ СССР № 10726 от 18.10.89 года).

В связи с приростом запасов газа в оторочках, в “Коррективах проекта разработки ...” (1988 год) пересмотрены уровни отбора газа, как в целом по нижнемеловому продуктивному комплексу, так и по объектам эксплуатации в пределах отдельных зон месторождения. Максимальный проектный уровень отбора газа по находящимся в разработке II-VI объектам увеличен до 40,6 млрд. м3 газа с достижением его 1990 году. При этом, учитывая наличие значительных запасов нефти, предусматривалось снижение темпов отбора из объектов на участках с нефтяными оторочками до 1,5 % от запасов, в то время как на остальных участках темп отбора газа установлен без изменения, то есть около 3 % от начальных запасов.