Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология

Скачать Бесплатно!
Для того чтобы скачать эту работу.
1. Пожалуйста введите слова с картинки:

2. И нажмите на эту кнопку.
закрыть



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: критическое давление - 4,73 МПа, среднекритическая температура - 190,5 К.

Низшая теплотворная способность 32121 - 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3. Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:

СН4-98,28%;

С2Н6-0,15%;

С3Н8-0,002%;

С4Н10-0,0014%;

С5 + высшие -0,0006%;

СО2-0,35%;

Н2-0,02%;

О2-1,16%;2-отсутс.;

Не-0,013%;

Н2S-следы.

Содержание углеводородного конденсата - от 0,03 до 0,05 см3/м3.

Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.

 

Таблица 1.1 - Состав пластового газа

Химический состав и другие свойства пластового газаС1, % мас.С2, % мас.С3, % мас.iC4, % мас.NС4, % масс.С5+, % масс.абсол. плотность, кг/м3Абсол влаж. г/м3молекул. масса С5+, г/моль90,304,872,200,500,581,550,7922,6298,0Продуктами, получаемыми на установке, являются: осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 - 93 и нестабильный конденсат по ТУ 05751745 - 02 - 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.

 

Таблица 1.2 - Состав нестабильного конденсата

Компонентный составМасса %С16,93С27,01С311,62iС45,24nС47,29iС54,80nС54,59С652,53С5+61,92Плотность, г/см30,5690

Значение плотностей зависит от условий отбора, температуры и давления НТС и может меняться в пределах 4%.

Абсолютное содержание индивидуальных углеводородов может меняться в пределах 10%.

 

 

2. Текущее состояние разработки УНГКМ

 

2.1 Краткая история освоения месторождения

 

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

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

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

В декабре 1989 ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на 01.01.89. 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 газонасыщенной толщи.

В настоящее время в эксплуатации находятся все 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11, 12, 13 на Ен-Яхинской площади и УКПГ-15 на Северо-Уренгойском месторождении.

Сроки ввода УКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 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 (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Дата ввода в эксплуатацию УКПГ по месторождению

Номер УКПГДатаНомер УКПГДатаУКПГ - 122.04.78УКПГ - 1 ас17.06.84УКПГ -229.10.78УКПГ - 2В20.01.85УКПГ - 319.10.79УКПГ - 1АВ05.07.85УКПГ - 421.09.80УКПГ - 1АС26.08.85УКПГ - 530.03.81УКПГ - 5В16.02.86УКПГ - 615.09.81УКПГ - 1223.02.86УКПГ - 725.08 82УКПГ - 1320.08.86УКПГ - 813.03.83УКПГ - 1526.08.86УКПГ - 909.07.83УКПГ - 8В09.12.86УКПГ - 1027.11.83УКПГ - 1104.09.85УКПГ - 1222.02.86УКПГ - 1320.08.86УКПГ - 1526.08.87

Проектный годовой отбор в период с 1985 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 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.

 

2.2 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 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 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 м 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.

В процессе дальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная и продуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти. В результате в 1988 ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом были составлены Коррективы проекта разработки преду

s