Горизонт В-16б2. Згідно з дослідженнями на конденсатність свердловини 2 пластовий газ містить (в молярних процентах): метану 79,98 %, етану 7,25 %, пропану 3,20 %, бутанів 1,3 %, пентанів і вищих вуглеводнів 2,65 %, азоту 0,64 %, гелію 0,07 %, вуглекислого газу 4,91 %. Молекулярна маса газу 22,75, відносна густина 0,786, молярна частка сухого газу 0,973. 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 % масових парафіну, 0,48 % мас. смол, 0,05 % мас. асфальтенів, сірка відсутня. За груповим 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 року експлуатації свердловини 2 свідчать про загальну нестабільність її роботи. Конденсатний фактор лише перші 5 місяців зберігався відносно постійним, надалі його різке і спорадичне зростання ймовірно було спричинене додатковим винесенням конденсату, що випадав у присвердловинній зоні. Це, разом з поступленням води, призвело до зниження робочих тисків, зменшення дебітів газу та конденсатного фактора і в кінці до припинення фонтанування свердловини. За перші 5 місяців конденсатний фактор у середньому склав 172 г/м3, тобто був вищим на 28,9 % відносно потенціального вмісту 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 з недостатньою 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 конденсатним фактором 172,5 г/м3 горизонту В-16б2 співмірна з пересічними промисловими втратами. Тому для горизонту В-16б2 доцільно прийняти параметри пластової системи горизонту В-17б і використовувати їх для розрахунків показників 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. Початковий потенціальний 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-17а не проводилася, отже, відсутні об’єктивні дані для оцінки достовірності потенціального вмісту конденсату, що дорівнює 254,14 г/м3 у розрахунку на сухий газ. Він суттєво вищий, ніж у сусідніх горизонтах В-16б2 і В-17б. З причини низького дебіту газу – всього 29,2 тис.м3/добу і, відповідно, малої швидкості потоку газу, 1,1 м/с при значній депресії 67,2 %, для горизонту В-17а можливе завищення вмісту конденсату в пластовому газі. Більш вірогідним значенням є аналогічне з горизонтом В-17б, однак для перегляду параметрів нема обґрунтованих підстав, тому для промислових розрахунків залишені фактичні результати дослідження на конденсатність розвідувальної свердловини 2.

Горизонт В-17б. Дослідження на конденсатність об’єкта випробування 5235-5286 м у свердловині 2 виконано двічі – повторне після дострілу середньої частини об’єкта в інтервалі 5257-5270 м. Оскільки повніше охоплено розкриттям розріз і сприятливішими були умови відбору проб (менша депресія і більша швидкість потоку газу, що видно з табл. 1.1), то параметри пластової системи для промислових розрахунків рекомендовані за результатами другого дослідження (табл. 1.6).

Пластовий газ містить, в молярних процентах: метану 79,29 %, етану 9,86 %, пропану 3,06 %, бутанів 1,04 %, пентанів і вищих вуглеводнів 3,77 %, гелію 0,04 %, вуглекислого газу 2,94 %, азот відсутній. Молекулярна маса 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 роки ДПР промисловий конденсатний фактор був значно меншим (124-126 г/м3), що, ймовірно, обумовлено різними причинами (умови сепарації, облік продукції, видобуток газу лише з верхньої частини горизонту тощо).

Властивості конденсату: густина 777,7 кг/м3, молекулярна маса 122,8, кінематична в’язкість 1,29 мм2/с, кількість бензинових фракцій 65 % об’ємних. Вміст компонентів, в процентах масових: парафіну 0,67 %, смол 0,25 %, асфальтенів 0,05 %, 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 і після ущільнення перфорації в пластах, оцінених як продуктивні за матеріалами ГДС. 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 молярних процентах): метану 83,78 %, етану 6,70 %, пропану 2,55 %, бутанів 0,91 %, пентанів і вищих вуглеводнів 2,37 %, азоту 0,25 %, гелію 0,4 %, вуглекислого газу 3,40 %,. Молекулярна маса газу 22,18, відносна густина 0,719, молярна частка сухого газу 0,976. Початковий потенціальний вміст конденсату (середній) в розрахунку на сухий газ 125,75 г/м3, коефіцієнт конденсатовилучення 0,838.

Властивості конденсату: густина 770,6-772,1 кг/м3, молекулярна маса 124,6-137,0, кінематична в’язкість 1,09—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 конденсатність здійснені із застосуванням МТСУ в процесі розробки покладу в свердловинах 4 і 51. 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, відносна густина 0,669, молярна частка сухого газу 0,9935.

Потенціальний вміст конденсату низький і складає в середньому 30,41 г/м3 у розрахунку на сухий газ, що підтверджується результатами ДПР. Згідно з інструкцією термодинамічні дослідження не проводилися, коефіцієнт конденсатовилучення визначений графічно за співвідношенням (С2–С4)/С5+ і дорівнює 0,840.

Властивості конденсату: густина 778,9-790,3 кг/м3, молекулярна маса 129- 139, кінематична в’язкість 1,24-1,26 мм2/с, кількість бензинових фракцій (температура википання до 200 °С) 66-68 % об’ємних.

Загалом в пластових газах горизонтів Семиреньківського родовища (таблиця 1.6) основним компонентом є метан, вміст якого коливається в межах 79,29-86,69 % молярних. Гази також вміщують, в молярних процентах: етану 5,40-9,86 %, пропану 1,70-3,06 %, бутанів 0,40-1,04 %, пентанів і вищих вуглеводнів від 0,68 % в горизонті В-19 до 4,70 % в горизонті В-17а. Потенціальний вміст конденсату 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 товарною класифікацією згідно ОСТ 38.011.97 – 80 відносяться до першого класу, першого типу, першого виду.

Термодинамічними дослідженнями на установці УГК-3М (диференціальна конденсація) визначені фазовий стан пластових газоконденсатних систем при початкових пластових термобаричних умовах, тиски початку конденсації вуглеводнів фракції С5+ і динаміка втрат конденсату під час ізотермічного зниження тиску в діапазоні від пластового до 0,0981 МПа (таблиця 1.5).

Усі вивчені газоконденсатні системи при початкових пластових тисках і температурах знаходяться в газовому стані. Тиск початку конденсації (точка роси) рідких вуглеводнів фракції С5+ переважно нижчий на 40-56 %, відносно початкових пластових тисків, що є сприятливим фактором для розробки покладів. Для газоконденсатної системи горизонту В-19 диференціальна конденсація не проводилася з причини низького вмісту конденсату, але, згідно з численною статистикою, у таких системах початок конденсації переважно дорівнює пластовому тиску, або близький до нього.

Результати термодинамічних експериментів, зокрема значення пластових втрат конденсату використані для погоризонтного обчислення зміни вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С5+ під час ізотермічного зниження пластового тиску, тобто для одержання вихідних даних для промислових розрахунків розробки покладів. Для цього попередньо вичислені псевдокритичні і псевдоприведені параметри за початковим складом пластового газу (таблиця 1.7), після чого залежність пластових втрат конденсату відносно абсолютного тиску перерахована на приведені тиски P/Z (таблиця 1.8). Зміни вмісту та видобутку конденсату визначені за спрощеною методикою , а результати подані в таблиці 1.9 .

2. Технологічна частина

2.1 Система збору і підготовки газопромислової продукції на родовищі

Під час дослідно-промислової розробки Семиреньківського родовища в експлуатації перебували свердловини 2, 4, 51. Для подачі 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 можливого гідратоутворення в шлейфах прокладені інгібіторопроводи з труб діаметром 32´4 мм. Всього на родовищі кількість експлуатаційних свердловин планується довести до 11 одиниць (без резервних), тобто необхідно під'єднати до УКПГ вісім свердловин.

З врахуванням того, що збирання продукції від діючих свердловин до УКПГ здійснюється за променевою схемою, очікувані довжини шлейфів нових 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 інгібіторопроводів рекомендується здійснити з труб відповідних діаметрів і товщин стінок, які прокладені від свердловин діючого фонду.

Продукція від свердловин надходить на установку комплексної підготовки газу, яку змонтовано за стандартною схемою низькотемпературної сепарації: 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=130 м3). В даний час подача конденсату до споживача здійснюється автотранспортом хоча є побудовано конденсатопровід.

Тиск на вході УКПГ в даний час підтримується на рівні 10 МПа і згідно розрахунків у більшості свердловин буде утримуватись на такому ж рівні до 4 років, а надалі буде плавно знижуватись до значення 4,0 МПа (2015 рік). В той же час – газ Семиреньківського родовища подається на Солохівське УКПГ, тобто тиск на виході визначається тиском на вході на ГС “Солоха” та втратами 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 К протягом 6 років розробки. В подальшому температура сепарації (середньорічна) буде поволі зростати і на кінець 2015 р. складатиме +1-2 С. Підтримання більш низької температури сепарації протягом 2011-2015 рр. відчутного приросту видобутку конденсату не дасть (≤1%).

Проведений прогнозований розрахунок на визначення сприятливих 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 кг на тисячу куб. м газу. Витрата метанолу на блоці вхідних ниток та на дроселюю чому пристрої в гасі буде зменшуватись, оскільки буде падати перепад тисків. В середньому витрата метанолу на цих ділянках очікується на рівні 0,15 та 0,56 кг на тис. куб. м газу.

2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу

2.2.1 Визначити діаметр викидної лінії газопроводу

Дано:

Довжина L=4,6 км; тиск Р1 =10МПа; температура t1 =29 ºС на вході; температура t2 =7 ºС на виході; витрата газу при стандартних умовах q=1250 тис.м³/ доб. Коефіцієнт втрат тиску на довжину прийняти в межах Kтр= 0.10.15 МПа/км

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7