Проектування та експлуатація Семиренківського газоконденсатного родовища

Опис технологічної схеми Семиренківського УКПГ. Гідравлічний розрахунок трубопроводу по якому рухається газ, визначення діаметру викидної лінії газопроводу, підбір комбінованого сепаратора. Система збору і підготовки газопромислової продукції на родовищі.

Вступ

Семиренківське газоконденсатне родовище знаходиться на території Шишацького району Полтавської області. Поблизу розташовані Західно-Солохівське, Кошовійське, Перевозівське, Кавердинське газоконденсатні родовища.

Бурові роботи на Семиреньківській площі розпочато у 1974 р. будівництвом свердловини 1. Родовище відкрито у 1990 році пошуковою свердловиною 2. У процесі випробування відкладів візейського ярусу нижнього карбону з інтервалу 5505-5600 м отримані промислові припливи газу. До державного 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 четвертинних до нижньокам’яновугільних відкладів. Продуктивними виявилися лише свердловини 4, 9, 51 з яких одержано промислові припливи газу з горизонтів верхньовізейського підярусу (В-16, В-17, В-19).

В дослідно-промислову розробку (ДПР) родовище введено в 1997 р. згідно із проектним документом , затвердженим АТ “Укргазпром” (протокол № 25/95 від 28.10.95 р.) терміном на 5 років (1998-2002 рр.). У зв’язку з відсутністю фінансування реалізація проекту ДПР здійснювалася сповільненими темпами. За період від 1990 до 2001 року проекти розвідки і дослідно-промислової розробки реалізовані не в повному обсязі. Згідно із проектом розвідки в межах продуктивної частини площі родовища пробурені свердловини 2, 4, 9, інші 1, 3, 6 виявилися законтурними і ліквідовані. Згідно із проектом ДПР введено в експлуатацію три свердловини (2, 4 , 51) та пробурено одну ( 51 ) при запланованих чотирьох.

За результатами сейсморозвідувальних робіт, буріння та випробування свердловин, вивчення геологічного розрізу геофізичними методами у 2003 році побудована геологічна модель родовища і підраховані загальні та видобувні запаси газу і конденсату.

До основних вимог, що ставляться до організації збору та підготовки продукції свердловин, відносять: а) автоматизоване вимірювання кількості нафти, газу і води по кожній свердловині; б) забезпечення герметизованого збору на всьому шляхові руху – від свердловини до магістрального нафтопроводу; в) доведення нафти, газу і пластової води на технологічних устаткуваннях до норм товарної продукції, її автоматичний облік та передача товаротранспортним організаціям; г) забезпечення високих економічних показників за капітальними витратами, зниження металоємності та експлуатаційних витрат; д) можливість уведення в експлуатацію частини родовища з повною утилізацією нафтового газу до закінчення будівництва всього комплексу споруджень; є) надійність експлуатації технологічних устаткувань та можливість їх автоматизації; є) виготовлення основних вузлів та устаткування системи збору в блоковому виконанні з повною автоматизацією технологічного процесу.

Нафта, газ і вода від гирла свердловин, розташованих на площі родовища, направляються викидними лініями в систему збору і транспортування. Під системою збору і транспортування розуміють комплекс устаткування та розгалужену мережу трубопроводів, прокладених на площі родовища (над землею або під землею, над водою чи під водою) і призначених для збору продукції свердловин і доставки її до центрального пункту підготовки нафти. З пунктів підготовки нафта спрямовується до нафтопереробного заводу, а газ – до газопереробного або безпосередньо споживачам. Пластова вода, що видобута разом із нафтою, направляється до очисних споруд і далі до нагнітальних свердловин.

Залежно від конкретних умов системи збору і транспорту повинні 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 промислових резервуарних пунктів; зневоднювання нафти, її знесолення і стабілізація, тобто вилучення легких вуглеводнів; видалення з газу непотрібних домішок; облік видобутих нафти й газу та передача їх транспортним організаціям.

Система збору і підготовки нафти, газу та води класифікується: за кількістю свердловин, що обслуговуються первинними нафтозбірними установками; за наявністю чи відсутністю герметизації (закриті і відкриті); за характером руху продукції по збірних трубопроводах; за характером промислових технологічних процесів.


1. Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища

В адміністративному відношенні Семиреньківське газоконденсатне родовище розташоване на території Шишацького району Полтавської області, 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 території родовища розташоване село Ковалівка .

Поблизу від Семиреньківського родовища розташовані такі відомі родовища, як Зах.Солохівське, Кавердинське, Кошевойське газоконденсатні та Радченківське газонафтове.

Родовище розташоване в районі з розвиненою нафтогазовидобувною галуззю промисловості, облаштоване УКПГ та трубопровідною системою. 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 в Придніпровській низовині в долині р. Псьол, лівої притоки р. Дніпро.

Клімат району помірно-континентальний з середньорічною температурою +7,2 ºС.

В економічному відношенні район сільськогосподарський. Основний вид заняття населення – землеробство і тваринництво. Незначна частина населення зайнята в переробній промисловості.

Корисними копалинами район не багатий. Крім відкритих покладів вуглеводнів корисні копалини представлені будівельними пісками і глинами. В долині р. Псьол ведеться видобуток торфу.

Водозабезпечення бурових робіт здійснюється за рахунок вод бучацького водоносного горизонту. Через район робіт проходять електролінії достатньої потужності, що дозволяє використовувати електроенергію для роботи на промислі.


Характеристика геологічної будови

Рис. 1.2 Геологічний розріз Семиренківського ГКР

В геологічній будові осадового комплексу відкладів Семиреньківського родовища приймають участь утворення палеозойської, мезозойської та кайнозойської ератем, загальною товщиною до 8,5 км.

Свердловинами пошукового та експлуатаційного буріння із палеозойських відкладів розкриті кам’яновугільні та пермські, з мезозойських – тріасові, юрські, крейдяні, а також типовий для даної частини западини комплекс кайнозойських відкладів.

Кам'яновугільна система (С)

Відклади кам'яновугільної системи мають широке розповсюдження на даній території та представлені нижнім, середнім та верхнім відділами.

Нижній відділ (С1) об’єднує візейський та серпуховський яруси.

Візейський ярус (С1v) представлений верхньовізейським під'ярусом (С1v2) - ХII та XI мікрофауністичні горизонти.

За даними кернового матеріалу літологічно ХІІ мікрофауністичний горизонт складений чергуванням пісковиків, аргілітів, алевролітів, що згруповані у літологічні пачки В-19-20 та В-18, В-17, які вміщують поклади газу, розкриті свердловинами 2, 4, 9, 51. Максимальна розкрита товщина XII мікрофауністичного горизонту 491 м в св. № 4.

Літологічно XI м.ф.г складений чергуванням аргілітів та вапняків, верхня його частина стає більш однорідною і складена переважно алевролітами, рідко пісковиками з малопотужними прошарками аргілітів. Горизонт об'єднує літологічні пачки В-16, В-15, В-14. До літологічної пачки В-16 приурочені поклади газу. Товщина відкладів горизонту 429-454 м.

Серпуховський ярус (С1s) підрозділяється на нижньо- і верхньосерпуховський під'яруси.

Нижньосерпуховський під'ярус розглядається в об'ємі ІХ-Х мікрофауністичних горизонтів. Нижня границя проводиться по покрівлі літологічної пачки В-14.

Під'ярус складений переважно піщано-алевролітовими породами з прошарками аргілітів і в нижній частині з рідкими прошарками вапняків. 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) представлений VIII (у складі літологічних пачок С-6-С-9) та VII-V (у складі літологічних пачок С-2-С-5) мікрофауністичними горизонтами. Нижня границя проводиться по підошві літологічної пачки С-9. Літологічно VІІІ м.ф.г. представлений чергуванням аргілітів з алевролітами, поодинокими прошарками пісковиків та вапняків. Товщина відкладів VIII мікрофауністичного горизонту 169-200 м.

Осадові відклади VII-V м.ф.г, на відміну від нижчезалягаючих, представлені піщано-алевролітовими породами з прошарками аргілітів та вапняків. Товщина відкладів VII-V мікрофауністичних горизонтів 208-230 м.

Середній відділ (С2)

Відклади середнього карбону представлені башкирським та московським ярусами.

Відклади башкирського ярусу (С2в) на Семиреньківській площі 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 пластів вапняків з прошарками зеленувато-сірих вапнистих аргілітів, які входять до літологічної пачки Б-10 та називається “башкирською карбонатною плитою”. Товщина відкладів світи С21 - 65-70 м.

Світа С22 представлена чергуванням потужних пластів вапняків з аргілітами в нижній частині, вище по розрізу кількість карбонатних порід зменшується і серед теригенних утворень з'являються два прошарки пісковиків. Керном охарактеризовані аргіліти, алевроліти та пісковики. Породи згруповані в літологічні пачки Б-9, Б-8. Товщина відкладів світи С22 - 115-124 м.

Світа С23 – піщано-глинисті відклади з одиничними малопотужними прошарками вапняків. Породи згруповані у літологічні пачки Б-7, Б-6, Б-5, Б-4, Б-3. Керновим матеріалом відклади не охарактеризовані. Товщина відкладів світи С23 – 266-296 м.

Світа С24 представлена перешаруванням піщано-алевролітових порід з аргілітами та рідко прошарками вапняків. Відклади об'єднані у літологічні пачки Б-2 і Б-1. Товщина відкладів світи С24 – 98-112 м.

Відклади московського (С2m) ярусу розкриті всіма пробуреними на площі свердловинами, крім св. 51. Розріз складений переважно алювіальними пісковиками з прошарками аргілітів та алевролітів. Піщані відмінності 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. Керном розріз не охарактеризований. Характеристика каротажної діаграми вказує на наявність потужних (до 80 м) піщаних пластів, що чергуються з глинистими пачками. Товщина відкладів верхньокам'яновугільного відділу становить 612-744м.

Пермська система (Р)

На даній території представлена тільки нижнім відділом, де виділена картамишська (Р1kt) світа. Складена строкатобарвними глинами з прошарками алевролітів, доломітів та піщаними пластами. Товщина відкладів нижньопермського відділу 106-161 м.

Мезозойська ератема (Мz)

Представлена тріасовою, юрською та крейдяною системами.

Тріасова система (Т)

Зі стратиграфічною та кутовою незгідностями на відкладах нижньопермського відділу залягають відклади тріасової системи. За літологічними 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 і верхнім відділами.

Відклади середнього відділу (J2) юрської системи залягають незгідно на підстилаючих і представлені байоським, батським та келовейським ярусами. Товщина відкладів відділу 169-200 м.

Відклади верхнього відділу (J3) представлені оксфордським (J3о) та кімериджським (J3km) ярусами, товщиною 292-322 м. Товщина відкладів верхньоюрського відділу 292-322 м.

Крейдяна система (К)

За стратиграфічним та кутовим неузгодженням відклади крейдяної системи залягають на розмитій поверхні верхньоюрських відкладів і представлені нижнім та верхнім відділами.

Товщина відкладів нижньокрейдяного відділу 116-135 м.

Відклади верхнього відділу (К2) представлені сеноманським (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 на відкладах 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 і пачкою світло-сірих, піщаних мергелів київської серії.

Товщина відкладів становить 203-233 м.

Неогенова система (N)

Відклади неогенової системи представлені міоценовим відділом, який представлений пісками жовтувато-сірими, тонкозернистими, кварцово-глауконітовими, місцями ущільненими.

Четвертинна система (Q)

Товща відкладів четвертинної системи представлена грунтово-рослинною та лесовидними суглинками, жовтувато-сірими, в'язкими глинами.

Товщина відкладів неогенової та четвертинної систем складає 30-76 м

За даними пошукового буріння промислова газоносність Семиреньківського родовища приурочена до верхньовізейських теригенних відкладів XI та XII мікрофауністичних горизонтів.

В межах розкритого свердловинами продуктивного розрізу за літофаціальними ознаками, згідно існуючого попластового розчленування, виділено чотири горизонти В-16, В-17, В-18 та В-19.

Горизонт В-16 стратиграфічно приурочений до нижньої частини розрізу XI мікрофауністичного горизонту верхньовізейського під’ярусу.

За характером розвитку порід горизонт В-16 представлений перешаруванням пластів і пачок пісковиків з аргілітовими породами загальною 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 горизонту досить заглинизований і піщані пласти носять підпорядкований характер. Найбільш суттєва глинизація відкладів спостерігається в нижній його частині.

За характером розвитку піщаних порід в розрізі літопачки В-16 виділяються три пласти: В-16а, В-16б, В-16в. Промислові поклади ВВ 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 горизонту В-16 і представлений, в основному, піщаними породами з окремими прошарками аргілітів та алевролітів.

За характером розвитку піщана частина пласта представлена 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 досить вузьких межах від 45 м в свердловині 1 до 60 м в свердловинах 3, 4.

Пласт В-16в приурочений до нижньої частини горизонту В-16 і являє собою піщано-глинистий літофаціальний тип порід. За характером розвитку проникних порід-колекторів, пласт представлений двома-трьома прошарками 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 в розрізі всіх свердловин, змінюючись в кількості прошарків пісковиків та їх товщини, а як колектор розвинений лише на ділянці свердловини 9.

Горизонт В-17 стратиграфічно належить до верхньої частини розрізу XII мікрофауністичного горизонту верхньовізейського під'ярусу. Він представлений піщано-глинистим літофаціальним шаруватим типом порід загальною товщиною 200-250 м.

За особливостями розвитку піщаних і непроникних порід в розрізі горизонту виділено три продуктивні пачки, з якими пов'язані самостійні поклади вуглеводнів: В-17а, В-17б, В-17в.

Пласт В-17а охоплює верхню частину розрізу горизонту і представлений перешаруванням піщаних та алевроліто-аргілітових утворень. Піщані породи-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 товщина пласта досить стабільна і становить 70-80 м.

Пласт В-176 приурочений до середньої частини розрізу горизонту В-17 і представлений чергуванням піщаних та алевроліто-аргілітових порід загальною товщиною 50-80 м. Піщані породи пласта за ФЄВ досить мінливі і ущільнені 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 частинах свердловин 2 і 51 у вигляді двох прошарків 10-12 м та одного 26 метрового в свердловині 9.

В свердловині 4 пласт В-17б представлений ущільненими пісковиками і лише одним проникним 3-х метровим прошарком.

Пласт В-17в приурочений до нижньої підошвеної частини горизонту В-17 і представлений глинисто-піщаними і піщано-глинистими літофаціальними утвореннями.

Глинисто-піщаний тип розрізу розвинений в склепінній частині родовища і в розрізі свердловини 2 представлений двома прошарками – 10 і 35 метровими піщаними породами з пропластками аргілітів.

В свердловині 4 і 9 пласт представлений піщано-глинистим літофаціальним типом порід з піщаними утвореннями в верхній та середній 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 шаруватим типом порід з мінливою товщиною піщаних відмінностей. Найбільше піскуватий пласт в склепінній частині структури, який в свердловині 2 представлений двома прошарками 10 і 20 м. В напрямку занурення шарів порід величина піскуватості пласта зменшується і в свердловині 4 товщина прошарків становить 8 м і 4 м.

В свердловині 9 пласт представлений тонким перешаруванням 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, 4 та 51 і представлений перешарування піщаних і аргіліто-алевролітових порід в свердловині 4 і масивними прошарками пісковиків в свердловинах 2 та 51.

Товщина піщаних прошарків в свердловині 4 змінюється від 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 Семиреньківське родовище розташовано в межах приосьової частини центрального грабену Дніпровсько-Донецької западини і приурочено до смуги північно-східного глибинного облягання Лубенсько-Білоцерківського мисоподібного виступу фундаменту. Будова цієї частини западини має свої відмінні особливості в порівнянні з іншими її елементами, які полягають в наступному:

- значним накопиченням відкладів стратиграфічних комплексів фанерозою загальною товщиною від 8,0 до 8,5 км,

- помірним проявом структуроформуючих рухів в процесі седиментогенезу,

- розвиток консидиментаційно-переривчастих антиклінальних палеозойських структурних форм, зумовлених проявом, в основному, блокової тектоніки.

По поверхні фундаменту - це чітко виражений північний схил Сулимівського окремого блоку на фоні глибинного мисоподібного виступу фундаменту.

Найбільш виражена будова даної частини западини спостерігається по нижньопалеозойському структурному плану, відклади якого перекривають розчленовану блоковою тектонікою поверхню докембрійських утворень.

По нижньопалеозойському комплексу відкладів, в межах цієї частини западини, простежується ціла група піднять, які мають певне орієнтування і складають окремі протяжні структурно-тектонічні лінії: Семиреньківське підняття по верхньовізейському структурному підповерху в системі локальних піднять має досить чітке площинне положення і одночасно з Олефірівським, Кошевойським, Бакумівським, Куйбишевським та Комишнянським створює ланцюг антиклінальних структур, що облямовують глибинний виступ фундаменту.

Геологічна будова Семиреньківського підняття вивчалась сейсмічними дослідженнями та пошуковим бурінням.

Так, по верхньовізейських структурних планах (відбиваючі сейсмічні горизонти Vв23, Vв22-2, Vв22-1, Vв21) Семиреньківське підняття являє собою досить чітку антиклінальну форму, витягнуту в субширотному напрямку з дещо незначною асиметрією крил та перикліналей.

Південно-західне крило коротше відносно північно-східного, південно-східна перикліналь ширша і дещо крутіша, ніж звужена північно-західна, з кутами нахилу шарів порід відповідно: 2-3°, 1-3°, 1-2° і понад 1-1,5°.

Структурний план підняття по всіх чотирьох вищезазначених відбиваючих горизонтах носить повну конформність, відрізняючись лише 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, відображену в відкладах верхньої частини верхньовізейського під’ярусу по відбиваючому горизонту 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 складка стає значно виразнішою. Її амплітуда на рівні літопачки В-22, по найбільш пологому південно-західному крилу, досягає 125 м, тоді як в відкладах верхньої частини під'ярусу (літопачки В-18, В-20), ця амплітуда не перевищує 50 м. З глибиною також збільшується і розмір Семиреньківської брахіантикліналі, менше за рахунок видовження по простяганню, більше внаслідок розширення північно-західної перикліналі складки та звуження і зменшення прогину, відокремлюючого південно-західне крило від Куйбишівської та Кавердинської структур. Найбільш помітно це простежується в порівнянні структурних побудов по відбиваючих горизонтах Vв22-2 (літопачки В-19-20) та Vв22-1 (літопачка В-18). Розміри складки по простяганню та вхрест в межах замкненої 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 та гравіметрії свідчать про можливий розвиток в ядрі складки неоднорідних порід і відсутність значних товщ соленосних відкладів. На це вказують зафіксовані в межах Семиреньківської складки мало інтенсивні локальні максимуми гравітаційного поля. Тому й потенційним фактором формування Семиренківської складки мабуть не слід вважати соляний тектогенез, а пов'язувати її розвиток із штамповою природою на початку та з можливим зминанням осадових порід при завершенні росту.

Промислова характеристика родовища

Поблизу від Семиренківського родовища розташовані такі відомі родовища, як Солохівське, Зах.Солохівське, Кавердинське, Комишнянське газоконденсатні та Радченківське нафтогазове. Характерною рисою для району є і різноманітність типів покладів вуглеводнів – пластові, масивно-пластові, склепінні, літологічно, стратиграфічно і тектонічно обмежені.

Виявлені в межах Семиреньківського родовища поклади в більшості своїй по морфогенетичних ознаках резервуарів склепінні, пластового класу, літологічно екрановані.

Найвищим по розрізу газонасиченим пластом на родовищі є 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 одним прошарком пісковика ефективною товщиною 8,2 м.

При випробуванні пласта отримано промисловий приплив газоконденсатної суміші з інтервалу 5035-5046 м (разом з нижнім об'єктом, де колектор за ГДС не виділяється). За матеріалами термодебітометрії працюючим являється інтервал 5035-5046 м, початковий дебіт газоконденсату на штуцері 10 мм становив 324,6 тис. м3/добу, дебіт конденсату 52,2 м3 /добу при газоконденсатному факторі 160,8 см3 / см3 . Початковий пластовий тиск на глибині 5040,5 м склав 53,52 МПа.

В св. 4 продуктивний пласт В-16б2 складений прошарками газонасичених 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 з сумарною ефективною товщиною 14,4 м, пористість - 7,5-14 %, газонасиченість 68-90 %.

В св. 51, за даними ГДС, сумарно ефективна газонасичена товщина горизонту В-16б2 становить 9,4 м, пористість 7-9,5 %.

В св. 3 пласт В-16б2 водонасичений і представлений пісковиком ефективною товщиною 1,8 м, пористість 8 %.

Як свідчать матеріали комплексу ГДС в св. 3 відмічається наявність водонасичених колекторів в підошві пачки В-16б2. Поклад горизонту 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) дають змогу частину запасів в межах площі, обмеженої колом радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2 (блок І), за ступенем геологічного вивчення віднести до розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах продуктивної площі, обмеженої лінією НВВП (нижня відмітка встановленої продуктивності), проведеною по підошві газонасиченого випробуваного 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 та південному сході, за винятком блоку І, (блок II) віднесено до попередньо розвіданих, балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу у межах УГВК (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 районі св. 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 пластів разом 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, що інтервали 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 по підошві 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 проведено по 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 за ступенем геологічного вивчення в межах площі газоносності, обмеженої УГВК та границею відсутності, колектора віднесено до попередньо-розвіданих, за промисловим 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 випробування периферійних свердловин 4, 9.

В св. 9 при випробуванні сумісно пластів В-17а1 і В-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 з інтервалом 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-17а1 газонасичений. 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 проведеною по 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 до попередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в 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 склалися умови для формування самостійного покладу з окремим ГВК. Газонасиченим пласт розкритий 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 ТДМ працюючий інтервал – 5180-5188 м.

В св. 9 пласт випробуваний і за даними ТДМ в інтервалі 5216-5225 м – водонасичений.

Поклад пласта В-17а2 обмежується УГВК, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5045 м, тобто посередині між підошвою випробуваного газонасиченого 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 НВВП проведеною 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 до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані (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 діафрагмі 3 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 за даними 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 частину запасів в межах площі, обмеженої радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2, (блок І) віднести за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням - до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією НВВП, проведеної по підошві газонасиченого і випробуваного 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 до попередньо 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 випробуваний сумісно 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 в інтервалі 5272-5277 м.

В св. 51 у виділеному за ГДС пласті В-17б2 сумарна ефективна товщина колекторів горизонту складає 10,4 м, пористість 7,5-8 %, газонасиченість 88-92 %. Поклад обмежується УГВК, що відповідає підошві газонасиченого 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 НВВП проведеною 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 до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, 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 з нижніми пластами В-17в2 і В-18, між якими знаходяться незначного розміру аргілітові прошарки. Дебіт газу в інтервалі залягання цих горизонтів – склав 191 тис.м3 /добу на діафрагмі 8 мм, дебіт конденсату – 31,2 м3 /добу, Рпл на глибині 5351м становить 56,93 МПа.

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 з нижнього 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 газонасиченої частини пласта на глибині 5393,2 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5227,7 м.

Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією ГВК та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) за ступенем геологічного вивчення віднесено до попередньо розвіданих, а за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу 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 ТДМ встановлена 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 результатами пробування св. 9 на гіпсометричному рівні мінус 5245 м, що підтверджується даними св. 4 . Розмір покладу 2,1 ´ 4,5 км.

Запаси покладу в межах площі обмеженої ГВК та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах ГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 122).

Результатами ДПР свердловин 4 та 51 підтверджена промислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу на площі, обмеженій умовними лініями, проведеними на віддалі 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1, код 111).

Решта частина покладу, як така що прилягає до більш високої 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 пласта в 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. Пористість пласта 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 НВВП проведеною 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) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 112).

Продуктивний пласт В-19, являється основним на родовищі 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, де дебіт 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 складає 8,4-8,9 % за ГДС і 6,5-10,9 % за лабораторними даними . ГВК покладу свердловинами не розкрито .

В межах УГВК (УКГ), що відповідає підошві газоносного колектора розкритого св. 4 (а.в. мінус 5452,5 м), розмір покладу становить 3,2 ´ 7,1 км.

За результатами ДПР свердл. 4 та 51 підтверджена промислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу на площі, обмеженій умовними лініями, проведеними на відстані 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1, код 111).


Рис. 1.3 Схема зіставлення контурів покладів

1.2 Фізико-хімічні характеристики нафти та газу

газопромисловий родовище трубопровід сепаратор

Повний комплекс промислових і лабораторних досліджень газоконденсатних систем на Семиреньківському родовищі здійснено для непорушених розробкою покладів у горизонтах В-16б2, В-17а, В-17б та В-17в + В-18 під час випробування розвідувальної свердловини 2.

Дослідження на конденсатність на свердловині виконувалися спеціалістами ДГП “Полтаванафтогазгеологія” з використанням промислового сепаратора (метод промислових відборів) згідно з вимогами інструкції . Дебіт газу визначався діафрагмовим вимірювачем критичної течії (ДВКТ), а дебіт стабільного конденсату – у мірній ємності. Дебіт сирого конденсату перераховувався через коефіцієнт усадки, який одержано шляхом дегазації його проби за атмосферних умов із каліброваного контейнера ємністю 100 см3 з визначенням залишку стабільної рідини мірним циліндром. Газоконденсатна система горизонту В-19 (свердловини 4 і 51) досліджувалася працівниками УкрНДІГазу із застосуванням малої термостатованої сепараційної установки (МТСУ) методом часткових відборів продукції свердловини. Умови, при яких були відібрані проби відсепарованого газу, сирого і стабільного конденсатів для лабораторного вивчення, наведені в таблиці 1.1.

Експериментальні термодинамічні дослідження (диференціальна конденсація) пластових систем на модернізованій установці фазової рівноваги УГК-3М виконувалися в Чернігівському відділенні УкрДГРІ. Там же визначалися фізико-хімічні властивості газу і конденсату, а для горизонту В-19 – в УкрНДІГазі. У таблиці 1.2 подана характеристика стабільного конденсату, у таблиці 1.3 містяться відомості про дегазацію сирого конденсату та вихідна інформація для розрахунку складу пластового газу, а результати цих розрахунків знаходяться в таблиці 1.4. У наступній таблиці 1.5 зведені матеріали диференціальної конденсації пластових 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 час досліджень на конденсатність конкретних об’єктів дебіт газу за величиною відрізнявся значно – від 68,1 до 465 тис.м3 /добу, лише для горизонту В-17а він дорівнював всього 29,2 тис.м3 /добу. Депресії на пласт коливалися від 9,3 до 67,2 %, а швидкості потоку газу на вході в НКТ – від 1,1 до 8,7 м/с (таблиця 1.1). Нижче розглянуті матеріали вивчення пластових газоконденсатних систем погоризонтно 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 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

СН4

С2 Н6

С3 Н8

і-

С4 Н10

n-

С4 Н10

і-

С5 Н12

n-

С5 Н12

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

С2 Н6

С3 Н8

і-

С4 Н10

n-

С4 Н10

і-

С5 Н12

n-

С5 Н12

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 (%), визначаємо середню 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 по даних приводяться в таблиці 2.1

Густину суміші ρсм (кг/м3 ) при нормальних умовах визначають виходячи з того, що 1 кмоль газу при нормальних 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/м3 густина повітря при нормальних умовах.

Приймемо Kтр = 0,1 МПа/км

Тиск вкінці трубопроводу:

Абсолютні значення температур:

Середні параметри тиску і температури по довжині трубопроводу:

Середньокритичний тиск:


, МПа, ( 2.2.4 )

Середньокритична температура:

, К, ( 2.2.5)

Значення коефіцієнту надстисливості газу розраховують по 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 лінії газопроводу, що здатен пропускати q=1250 тис.м³/ доб. газу при перепаді тиску від 10 МПа до 9,54 МПа — 172 мм.

2.3 Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафтогазопромислової продукції

2.3.1 Опис комбінованого сепаратора

Газосепаратори – це апарати, призначені для відділення газу від твердих частинок та рідини. Процес відділення твердих та рідких частинок від газу називається сепарацією, а іноді очисткою газу.

Сепарація відбувається під дією різноманітних сил: гравітації (тяжіння), відцентрових, інерційних; при ударах та прилипанні частинок до твердих поверхонь; при проходженні потоку крізь відбійники, сітки, фільтри.

В залежності від основної діючої сили сепаратори діляться на гравітаційні, відцентрові, інерційні, з насадками та фільтроелементами.

Як правило, в одному сепараторі прагнуть використовувати дію декількох сил, тобто конструюють багатофункціональні апарати.

Найбільше розповсюдження отримали сепаратори комбінованого типу. В них використовуються всі три принципу дії: гравітаційний (розділення потоку речовини під дією сили тяжіння), інерційний (основано на різниці інерції речовин, що розділяються), адгезіонні (основані на здатності рідких і змочених частинок прилипати до поверхні твердих тіл).

Конструктивно сепаратори виготовляють горизонтальні, вертикальні, циліндричні і кульові. В курсовому проекті наведений вертикальний сепаратор. Очищений газ входить в середню частину вертикального сепаратора тангенсіально. В результаті відбувається обертання потоку і більш щільні, ніж газ, частинки прижимаються до стінок апарату і стікають по них в нижню частину сепаратора.

Газ, проходячи повз коловий зазор внутрішнього циліндра, направляється через його центральну частину в осаджувальну камеру, що працює по гравітаційному принципу (на частинку, яка рухається в осаджувальній камері, діють дві протилежно спрямовані сили: тяжіння G та виносу потоком газу F. При рівності цех сил частинка знаходиться в підвішеному стані (якби невагома). Для осадження частинки на дно сепаратора в збірник рідини необхідно щоб G›F.

Теоретично можна визначити швидкість газу в осаджувальній камері, при якій сепаруються частинки заданого діаметру. В промисловій практиці прийнята швидкість газу 0,1 м/с, при якій осаджуються частинки розміром 0,3 мм та більші. Для осадження більш мілких частинок необхідно значно зменшити швидкість газу, та відповідно, пропускну спроможність газосепаратора).

В верхній частині сепаратора знаходиться жалюзійна насадка — це набір пластин різноманітної конфігурації. Жалюзі виготовляють з нержавіючої сталі, зазвичай в гофрованому стані. В криволінійних каналах жалюзійної секції змінюється напрям руху газу.

Краплі рідини та тверді частинки під дією сил інерції та молекулярного тертя осаджуються на поверхні жалюзі та утворюють тонку, стікаючу до низу плівку. Швидкість газу повинна бути такою, щоб потоком газу не зривалася плівка, яка стікає з поверхні жалюзі. Цю швидкість розраховують або встановлюють експериментально. Від неї залежить пропускна здатність жалюзійних насадок.

Вертикальні сепаратори займають менше місця, ніж горизонтальні, але складніші в монтажі і обслуговуванні. На практиці більш розповсюдженні вертикальні сепаратори.

Основні технологічні показники сепараторів характеризуються 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 і кількість 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 крапель рідини у потоці газу повинна задовольняти наступній нерівності:

Vг<Vр

Vг – швидкість потоку газу, м/с;

Vр – швидкість осадження крапель рідини в газі, м/с;

Vг=0,1 м/с

Vр=1,3·Vг=1,3·0,1=0,13 м/с;

Визначаємо пропускну здатність сепаратора по газу.

(2.3.1)

Р1, Р0 – відповідно тиск в сепараторі і тиск при нормальних умовах;

Р0=0,1 МПа;

Т1, Т0 – відповідно температура в сепараторі і температура при н. у.

Т0=273 К;

F – площа поперечного перерізу вертикального сепаратора;

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 здатність кожного діаметра сепаратора:

По результатам обчислення вибираємо необхідну кількість сепараторів для забезпечення заданої витрати газу:

(2.3.3)

Висновок: за даними розрахунків обираємо один сепаратор з діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу – 934 тис. куб. м /добу.

2.4 Визначити точку початку гідратоутворення

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 з пункту 2.2.2); k=1,89 Вт/ м2 ,Dз=640 мм; δст=10мм; L=20 км; q=850 тис. м3 /добу; M=17,966 кг/кмоль.(значення середньої молекулярної маси газової суміші, беремо з пункту 2.2.2).

Середньокритичний тиск:

МПа,

Середньокритична температура:

К

Середньокритична густина:

кг/м3

Коефіцієнт надстисливості газу z визначають при середньому 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 наступною формулою:

, ( 2.4.1 )

де 1,205 кг/м3 – густина повітря при стандартних умовах (Рат =0.1013МПа, Тст =293К);

z(Р,Т) – значення коефіцієнту надстисливості газу при Р (МПа) і Т (К).

Приведена густина газу ρпр при даних Р (МПа) і Т (К)

Якщо 0,3<ρпр 2то:

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 при ізобарному процесі розраховують по формулі Гухмана Л.М. і Нагарєвой Т.В.:

Масова теплоємкість газу :

Визначаємо внутрішній діаметр трубопроводу:

Критерій Рейнольдса Re виражає співвідношення динамічних сил до в'язкісних сил і визначається по такій формулі:


(2.4.2)

де, μ - динамічна в’язкість рідини, Па∙с; -густина газу при н.у.(береться з пункту 2.2.2)

Re > 2320 - турбулентний рух

Число Рейнольдса перехідне:

квадратичний режим руху

В основі всіх гідродинамічних розрахунків, при русі газу по трубопроводу, лежить теоретична формула масової витрати G для усталеної ізотермічної 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 діаметр газопроводу, м; Т – абсолютна температура, К; z – коефіцієнт надстисливості газу; 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 теплоємкість рідини,

Зв’язок між початковою і кінцевою температурою нафти, а також температурою навколишнього середовища встановлюють по формулі В.Г.Шухова :

, (2.4.5)

де і - відповідно початкова і кінцева температура нафти, ; - температура навколишнього середовища, ; – довжина трубопроводу, м.

(2.4.6)

Приймаємо: х=0; 50; 100;150;200;250;300;400;500;1000;10000;20000 м

х tx
0 315
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
0 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 (о С) 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 відносної густини газу.

При ρ=0,62 кг/м3 ,В=16,45

T0-1000 =18,47·(1+lg·8,859)-16,45+273=292,518 К

T1000-2000 =18,47·(1+lg·8,777)-16,45+273=292,444 К

T2000-4000 =18,47·(1+lg·8,654)-16,45+273=292,33 К

T4000-6000 =18,47·(1+lg·8,485)-16,45+273=292,172 К

T6000-8000 =18,47·(1+lg·8,314)-16,45+273=292,01 К

T8000-10000 =18,47·(1+lg·8,134)-16,45+273=291,838 К

T10000-14000 =18,47·(1+lg·7,869)-16,45+273=291,567 К

T14000-18000 =18,47·(1+lg·7,5)-16,45+273=291,175 К

T18000-20000 =18,47·(1+lg·7,2)-16,45+273=290,855 К

L 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 по всій довжині газопроводу не утворюються.


3. Техніка безпеки при обслуговуванні установок підготовки газу, нафти і конденсату до транспортування

Установки комплексної підготовки газу, групові та газозбірні пункти

1.1. На установках комплексної підготовки газу повинна бути така документація:

а) інструкції з охорони праці за професіями та видами робіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;

б) технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;

в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи;

г) інструкція з аварійної зупинки УКПГ;

ґ) план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій;

д) графік перевірки запобіжних клапанів;

е) журнал контролю якості газу, що подається в магістральний 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 повітряного середовища.

Документація, яка повинна зберігатися у відповідному структурному підрозділі підприємства:

а) проектна документація;

б) протоколи перевірки знань працівників з охорони праці та безпечного ведення робіт;

в) паспорти на посудини, що працюють під тиском;

г) акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;

ґ) перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв'язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;

д) акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;

е) акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів.

1.2. Для установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.

1.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.

1.4. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів категорії "В" згідно з будівельними нормами і правилами "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85).

1.5. Установки комплексної підготовки газу повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.

1.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше однієї години.

Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене згідно з вимогами стандарту "Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности" (ГОСТ 17433-80*).

1.7. Установки комплексної підготовки газу повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору.

1.8. Не дозволяється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата.

1.9. За наявності (згідно з нормами технологічного проектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.

1.10. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.

Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.

1.11. У технологічному регламенті установок указується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.

1.12. Не дозволяється подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам технічних умов "Гази горючі природні родовищ України для промислового та комунально-побутового призначення" (ТУ У 320.00158764.033-2000).

1.13. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.

1.14. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.

Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об'ємного).

Витіснення повітря у факельний колектор не дозволяється.

1.15. Не дозволяється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.

1.16. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном їх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше ніж один раз на шість місяців.

1.17. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і граничнодопустимих параметрів.

Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.

1.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.

1.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.

1.20. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛАС.

1.21. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.

При встановленні обладнання слід передбачати:

а) основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;

б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;

в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання 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 рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.

Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію, огородження.

1.22. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).

1.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.

Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.

Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.

1.24. Установка комплексної підготовки газу забезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та ін.).

1.25. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць відбору проб на загазованість.

Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 кв.м площі приміщення.

1.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.

1.27. Не дозволяється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:

а) при їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;

б) при розгерметизації технологічного апарата;

в) при несправних запобіжних клапанах;

г) при несправних чи незадіяних регулювальних пристроях;

ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;

д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проектом;

е) при вилученні з технологічної обв'язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;

є) без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;

ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічною документацією термін;

з) з експлуатацією газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);

и) з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.

1.28. Установка комплексної підготовки газу повинна бути аварійно зупинена у випадках:

а) аварії на газопроводі - підключенні до магістрального 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 опис технологічної схеми Семиренківського УКПГ, проведений гідравлічний розрахунок трубопроводу по якому рухається газ, а саме визначено діаметр викидної лінії газопроводу (172мм), підібрано один комбінований сепаратор діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу 934 тис. куб м на добу, розглянуто його опис і принцип дії, крім того наявний розрахунок на точку початку гідратоутворення в трубопроводі, спираючись на який можна зробити висновок, що гідрати по всій довжині газопроводу не утворюються.


Література

1. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти, газа и воды.М."Недра"1977-193 с.

2. Рабинович Е.3.Гидравлика. М; "Недра"1980 -278 с.

3. Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И.,Е.М.Муфтахов.типовые расчеты при проектировании и зксплуатации газопроводов. М. "Недра"1982 -136с.

4. ИНСТРУКЦИЯ по комплексному исследованию газовых и газоконденсатних пластов и скважии.Под ред. Зотова Г. А., Аииева З.С.М."Недра"1980-З04с.

5. Лутошкин Г.С.,Дуняшкин И.И.сборник задач по сбору и подготовке нефти,газа и воды на промыслах.М."Недра"1985 – 136с.

6. Мищенко И.Т.,Сахаров В. А.,Грон В.Г.,Богомольный Г.И сборник задач. по технологии и технике нефтедобычи.М."Недра"1984-278с.

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добиче нефти.М."Недра" 1989 - 248с.

8. Ю.П.Коротаев,А.И.Ширковский,Добыча,транспорт и подземное хранение газа.М."Недра"1984-486 с.

9. Г.Р.Гуревич,А.И.Брусиловский.СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ по расчету фазового состояния и свойств 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 практика газлифта.М.:Недра,1987-256с

12. Бабин Л.А,Быков Л.И,Волохов В.Я.Типовые расчеты по сооружению трубопроводов.М.:Недра,1979-176с.

13. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти газа и воды.М.:«Недра»,1979-319с.

14. Лариков Н.Н.Теплотехника.М.:Стройиздат.1985-382с.

15. Лобков А.Н.Соор и обработка нефти и газа на промысле.М.:Недра.1968-356с.

16. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.М.: Недра, 1986 - 246с.

17. Гухов А.И., Титбв В.Г., Медведев В.Ф., Васильєв В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М: Недра, 1978 - 385с.

18 Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1979 303с.