Оценка эффективности подготовки газа на Заполярном месторождении

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение……………………………………………………………………….	4
1 Геолого-промысловая характеристика месторождения………………...	6
Общие сведения о месторождении……………………………………..	6
Тектоника…………………………………………………………………	8
Нефтегазоносность………………………………………………………	9
Основные параметры продуктивной толщи……………………………	11
Пористость, проницаемость, газонасыщенность…………………..	11
Толщины проницаемых пластов…………………………………....	12
Состав газа………………………………………………………………..	12
Основные физико-химические и технические свойства газа…………	13
Конструкция скважин……………………………………………………..	14
Анализ состояния разработки месторождения………………………….	16
Система сбора и подготовки газа к транспорту…………………………	18
Описание технологического процесса и технологических схем производства……………………………………………………………….	20
Расчётная часть……………………………………………………………	27
Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов………………………….	27
Расчёт расхода метанола для предотвращения гидратообразования...	32
6.3 Технологический расчёт МФА подготовки газа (ГП-502.00.000)……	35
Заключение…………………………………………………………………….	48
Список использованной литературы………………………………………...	49

 

 

Введение

Освоение Заполярного  нефтегазоконденсатного месторождения — крупнейший газовый проект, успешно реализованный в начале XXI века. 
Месторождение находится в южной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 220 км от Нового Уренгоя. По объему запасов Заполярное месторождение относится к категории уникальных — 3,2 трлн. кубических метров в год.

От других месторождений отличается компактностью. Площадь Заполярного — 8745 га, в длину оно простирается на 50 километров, в ширину — на 30. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя (самыми мощными в мире) установками комплексной подготовки газа.

Освоение региона  начато в 1972 введением в разработку Медвежьего месторождения, затем Уренгойского (1978), Ямбургского (1986), Заполярного (2001). Сегодня более 60 % добываемого в России газа получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области.

Характерная черта  развития газовых промыслов —  систематический рост единичных мощностей промысловых сооружений и автоматизация основных технологических процессов. На Заполярном НГКМ действуют полностью автоматизированные установки комплексной подготовки газа. Производительность одной технологической нитки установки ГП – 3С достигает 10 млн. м³ в сутки. На этом месторождении весь технологический процесс — от скважин до замерного узла управляется дистанционно с диспетчерского пульта. Широкое распространение получила автоматизированная система управления, всем комплексом промыслового хозяйства, включая технологические процессы эксплуатации газовых залежей.

Задачей курсового проекта  является анализ работы системы сбора  и подготовки природного газа сеноманской залежи Заполярного газоконденсатного месторождения на примере УКПГ-3С.

В настоящее время РАО  “Газпром” рассматривает Заполярное месторождение в качестве одного из объектов первоочередного освоения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Геолого-геофизическая  характеристика месторождения[2]

 

1.1 Общие сведения о  месторождении

 

Заполярное месторождение  расположено в северо-западной части  Пур-Тазовского междуречья, в 80 км к юго-востоку от районного центра Тазовское. (рисунок 1.1)

Климат района резко континентальный  с продолжительной суровой зимой. Лето короткое, прохладное и ветреное с похолоданиями  и заморозками.

Среднегодовая температура  минус 10⁰ С. Устойчивые морозы держатся 210 дней. Самые холодные месяцы - январь, февраль.  Морозы  достигают минус 45 - 50⁰ С. Самый тёплый месяц - июль, его средняя температура 15 - 17⁰ С.

Открыто месторождение в 1965 году.

В первые годы (1965-1972 гг.)  изучалось  геологическое строение сеноманской и туронской газовых  залежей. С 1973 основное внимание уделено  разведке нижнемеловых нефтегазоконденсатных  залежей.

 Рисунок 1.1- Схема разрабатываемых  месторождений Ямало-Ненецкого автономного  округа.

 

1.2 Тектоника

 

В тектоническом отношении  Заполярное месторождение расположено  в пределах Надым-Тазовской синеклизы, Хадырьяхинской моноклинали, ослож-нённой валами (Западно-Заполярным, Ярояхинским и др.), куполовидными поднятиями (Заполярным, Тазовским) и разделяющими их прогибами (Приза-полярным и  др.) и котловиной (Ярояхинской).

Заполярная структура  представляет собой брахиантиклинальную  складку субмеридионального простирания  с размерами осей 54 х 108 км и амплитудой более 250 м. По кровле  нижнехетской свиты Заполярное поднятие оконтуривается изогипсой минус 3025 м и представляет собой одновершинную складку северо-восточного простирания с амплитудой более 250 м и размерами осей 47 х 25 км.

Аналогичная характеристика структурного плана по отложениям сухо-дудинской, малохетской и других свит.

По кровле суходудинской  свиты поднятие оконтуривается изогипсой  минус 2450 м с амплитудой более 240 м , размером 45 х 26 км.

 По кровле  малохетской  свиты структура оконтуривается  изогипсой минус 2025 м с амплитудой более 250 м и размерами 45 х 26 км.

По кровле сеноманских  отложений месторождение оконтуривается изогипсой минус 1300 м с амплитудой около 210 м, размерами 48 х 30 км и имеет более сглаженные очертания складки.

По кровле туронского  яруса  структурный  план  имеет  унаследованный  вид, оконтуривается  изогипсой минус 1260 м с амплитудой около 145 м, размерами 38 х 20 км.

Отмечается закономерность в уменьшении амплитуды продуктивных горизонтов вверх по разрезу.

 

1.3 Нефтегазоносность

 

Заполярное месторождение  расположено в Тазовском нефтегазоносном  районе Пур-Тазовской нефтегазоносной  области. Северо-западнее и юго-восточнее  находятся два крупных месторождения:  Тазовское и Русское. На западе Тазовский  район примыкает к Уренгойскому нефтегазоносному району Надым-Пурской  нефтегазоносной области.

Запасы углеводородов  Заполярного месторождения формируют  два комплекса резервуаров: верхний - является преимущественно газоносным, приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний - нефтегазоконденсатный, приурочен  к валанжинским отложениям.

Основные запасы газа связаны  с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах  1102,4-1343,6 м (абс.отм.-1048,4-1306,9 м).

Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и  алевролито-глинистых пластов  различной  толщины, неоднородных по составу. В  разрезе преобладают песчано-алевритовые  породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов  изменяется от 0,4 м до 30 м. Общая эффективная толщина по скважинам составляет 4,2 м– 169,6 м.

В газоносной части  сеноманской  залежи доля проницаемых пород составляет 72%. Структурная карта по кровле продуктивного пласта представлена на рисунке 1.3.1.

Покрышкой для сеноманской  газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских  отложений залегает  песчано-алевритовый  пласт “Т”, толщиной 30-35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь.

Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При  разведке изучена по данным испытания  в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты  составили  300-844 тыс.м³/ сут ,  на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,02-1,70 МПа.

Газоводяной контакт по комплексу  геофизических исследований скважин  прослеживается на отметках минус 1299,5-1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении.

В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность  следующих пластов : БТ_2-3, БТ_6-8, БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁² .

В настоящее время ведутся  подготовительные работы к промышленной эксплуатации неокомских нефтегазоконденсатных  залежей, и в пробной эксплуатации находится 4 скважины куста №24. газоконденсатная смесь подаётся на установку подготовки моторных топлив, где из смеси выделяется конденсат, а газ сепарации подается на установку подготовки сеноманского газа для реализации потребителям.

 

Рисунок 1.3.1 Структурная карта по кровле продуктивного пласта

1.4 Основные параметры  продуктивной толщи

1.4.1 Пористость, проницаемость,  начальная газонасыщенность

Пористость  определена двумя  способами: по методу Преображенского  на керне в лаборатории и по данным промысловой геофизики. В  целом по Заполярному месторождению  строение сеноманской залежи  сходно с разрезом одновозрастных залежей  месторождений севера Тюменской  области и представляет собой  переслаивание песчаников, алевролитов  и глинистых пород, соотношение  между которыми изменяется как по площади, так и  по разрезу.

Коллекторами газа являются песчаники и алевролиты мелко  и средне-зернистые, в различной  степени глинистые, сильнокаолинизированные, местами  известковистые.

По гранулометрическому  составу в коллекторах преобладают  мелко-псаммитовая и крупноалевритовая  фракции. Причем, в чистом виде песчаники  и алевролиты встречены редко. Обычно песчаники содержат примесь крупно-алевролитового материала. Породы-коллекторы разделяются  плотными породами, представленными  глинами.

Наиболее часто встречаются  значения пористости (по керну) 32,5-35,5% , в среднем  К_п= 30,6%.

По материалам промысловой  геофизики коэффициент пористости по скважинам изменяется от 28 до 34 %, среднее значение К_п по ГИС =31,9% .

Остаточная водонасыщенность (К_ов) колеблется от 4 до 96%. Средне-взвешенное значение К_ов составляет 29,6% .

 Средневзвешенное значение  проницаемости из газонасыщенной  части разреза равно 1,4 мкм². Коэффициент проницаемости, определённый по зависимости К_пр=f(К_пэф), составляет 1,253 мкм²,  где К_пэф = К_п(1-К_ов).

По результатам расчётов параметров сеноманской продуктивной толщи  построены карты К_пэф× Н_эф. и К_пр× Н_эф.

 

 

1.4.2 Толщины проницаемых  пластов

Коллекторами газа являются песчаники и алевролиты слабосцементи-рованные, в различной степени рыхлые.

Точность отбивки границ пластов равна 0,2 м. Максимальная толщина выделяемого прослоя составляет 0,4 м.

Ухудшение коллекторских  свойств сеноманской залежи связано, в основном,  с увеличением  глинистости.

Наиболее высокие значения эффективных газонасыщенных толщин характерны для сводовой части, составляющая 169,6 м. Минимальное значение  эффективной толщины равно 4,2 м.

 

1.5 Состав газа

 

Газ сеноманской продуктивной толщи имеет метановый состав (содержание СН₄ - 98,33%).

Газ сухой, содержание тяжёлых  углеводородов  в среднем составляет 0,13%,  С_5+в в пробах свободного газа не обнаружено. Содержание азота составляет 1,1% , углекислого газа - 0,33% (таблица 1.5.1)

Таблица 1.5.1 - Средний состав свободного газа сеноманской залежи ЗНГКМ

Кол-во Проб	Состав газа в объёмных процентах по воздуху
	СО2	N2	He	Ar	H2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12
29	0,33	1,1	0	0,005	0,006	98,33	0,11	0,02	следы	н/обн.