Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

Введение

1. Краткая геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о районе

1.2 Стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоника

1.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

1.6 Запасы нефти, газа и конденсата

2. Состояние разработки месторождения

3. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата

3.1 Обвязка устья скважины

3.2 Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении

4. Распределение давления и температуры в стволе скважины

4.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов

4.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих и простаивающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева

5. Расчёт расхода метанола на УКПГ

5.1 Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов

5.2 Расход ингибитора гидратообразования

6. Анализ себестоимости добычи газа в НГДУ “Катанглинефтегаз”

6.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель

6.2 Методы планирования себестоимости

6.3 Классификация затрат

6.4 Анализ себестоимости добываемого газа

7. Безопасность и экономичность проекта

7.1Основные направления обеспечения безопасности и экономичности при подготовке газа к транспорту в НГДУ “Катанглинефтегаз”

7.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности

7.2.1 Обеспечение пожарной безопасности

7.2.2 Обеспечение электробезопасности

7.2.3 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением

7.2.4 Производственная санитария

7.3 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС

7.3.1 Комплекс профилактических мероприятий

7.3.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС

7.3.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС

7.3.4 Подготовка к проведению аварийно- спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий ЧС

7.4 Мероприятия по охране окружающей природной среды

7.4.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха

7.4.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов

7.4.3 Мероприятия по охране почв, рекультивация земель

7.4.4 Методы борьбы с выбросами в атмосферу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

ГКМ - газоконденсатное месторождение

НТС - низкотемпературная сепарация

ОАО - открытое акционерное общество

ГИС - геофизическое исследование скважины

КГФ - конденсато - газовый фактор

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

НКТ - насосно - комплексные трубы

ЧС - чрезвычайная ситуация

ПТЭ - правила технической эксплуатации

ПТБ - правила техники безопасности

РСУС - региональная служба по чрезвычайным ситуациям

ГО - гражданская оборона

ГСУС - государственная служба по чрезвычайным ситуациям

ПДВ - предельно допустимые выбросы

Введение

Большая значимость сахалинского газа в топливном балансе Дальневосточного региона страны и высокая стоимость его транспортировки с острова на материк обуславливают высокие требования к надёжности систем добычи, подготовки и транспорта.

Главные направления научно-технического прогресса в газовой промышленности - решение комплекса проблем по ускоренному вводу в эксплуатацию и рациональной разработке месторождений, повышению надёжности работы скважин и газопромыслового оборудования. При этом большое внимание уделяется более полному извлечению газа из недр, с учётом определённых осложнений при эксплуатации объектов газодобычи.

Осложнения в системах сбора газа могут носить различный характер, в зависимости от конкретных условий добычи газа:

- механические и коррозионные разрушения труб;

- температурные деформации.

Перспективное развитие сырьевой базы газовой и нефтяной промышленности будет основываться на совершенствовании методов прогнозирования нефтегазоносности недр, в том числе континентального шельфа.

Важными показателями разработки месторождения являются устьевые давление и температура, а также термобарические условия на входе в УКПГ, поскольку от их значения зависит срок ввода ДКС и эффективность подготовки газа. В дипломном проекте ставится задача рассмотрения этих показателей.

1. Краткая геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о районе

Административное расположение: Ногликский район Сахалинской области, рисунок 1.1.

Ближайшими населёнными пунктами месторождения имени Р. С. Мирзоева являются п. г. т. Ноглики (55 км), п. Вал (10 км) и г. Оха (160 км).

Разработку нефтяных и газовых залежей месторождения осуществляет НГДУ “Катанглинефтегаз”, расположенное в п. г. т. Ноглики. Буровые работы на месторождении производятся НУБРом (п. г. т. Ноглики). Все производственные предприятия входят в состав ОАО “Сахалинморнефтегаз” (г. Южно-Сахалинск).

Связь с г. Оха и п. г. т. Ноглики осуществляется по грунтовой и узкоколейной дорогам, проходящим западнее месторождения, и вертолетами.

Добываемый газ подаётся в газопровод высокого давления Даги - Погиби - Комсомольск - на - Амуре, проложенный вдоль западной части месторождения.

Южнее месторождения имени Р. С. Мирзоева разработаны следующие площади: Нижние Даги - 2 км, Восточные Даги - 9 км, Монги - 15 км.

В орографическом отношении район представляет слабо холмистую низменную равнину. Месторождение находится на южном окончании первой горной гряды Восточно-Сахалинского хребта. Гидрографическая сеть представлена р. Эвай с притоками, ручьями Плессовым и Тапауна. Р. Эвай протекает в широтном направлении, пойменная долина составляет, в среднем, 2,5 км при ширине реки 15-30 м. Долины ручьев покрыты марями.

Территория месторождения залесена (лиственница, кедровый стланик, кустарники, берёза). Климат района суровый, летом и зимой выпадает много осадков. Зимой олбик термометра доходит до минус 40 ⁰ С, а летом от плюс 10 до плюс 25 ⁰ С.

1.2 Стратиграфическая характеристика разреза

Разрез, вскрытый на Мирзоевской площади, представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста и разделяется на три свиты (сверху - вниз): нутовскую, окобыкайскую и дагинскую.

Нутовская свита литологически представлена толщей песчаных пород (пески, песчаники слабоуплотнённые, алевриты). Глинистые породы имеют подчинённое значение и встречаются в виде пластов небольшой мощности. Вскрытая максимальная толщина свиты-2900 м.

Окобыкайская свита литологически представлена монотонной глинистой толщей с включением маломощных (до 5 м) песчано-алевролитовых прослоев. Отложения окобыкайской свиты являются региональной покрышкой для залежей нефти и газа в отложениях дагинской свиты в пределах структур Ногликского района. Вскрытая толщина окобыкайской свиты на площади изменяется в значительных пределах. В условиях приподнятого восточного крыла составляет 600 м, западного - 2800 м.

Разрез наиболее древних здесь дагинских отложений (вскрытая толщина 750 м) представлен верхней и средней частью свиты и сложен песчано-глинистыми породами, разнослоистым чередованием песчаных и глинистых разностей. Песчаники от крупнозернистых, слабоуплотнёных до мелкозернистых, крепко - сцементированных. Толщина песчаных горизонтов изменяется от 10 до 70 м, глинистых - от 6 до 50 м.

1.3 Тектоника

Месторождение им. Р. С. Мирзоева приурочено к одноименной антиклинальной структуре. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения она представляет собой сложно построенную антиклинальную складку субмеридианального простирания, погребённую под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально падающими на северо-восток, рисунок 1.2.

Размеры складки 71,5 м складка характеризуется короткой южной и протяжённой северной периклиналями. Свод её расположен в пределах 3 блока. Шарнир складки погружается на севере под углом 4 - 5 ⁰, на юге 5 - 7⁰. Свод складки по верхним горизонтам широкий, с глубиной становится уже, углы падения пород на крыльях увеличиваются. Западное крыло срезано продольным региональным разрывом субмеридиального простирания. Приподнятое восточное крыло имеет хорошо выраженную форму; углы падения пластов 10 - 15 ⁰. По мере удаления от свода на восток углы падения пород увеличиваются до 25 ⁰. Сбросовыми нарушениями северо-восточного простирания с амплитудами от 50 до 300 м на севере складка разбита на 6 блоков различной величины, последовательно погружающихся с юга на север.

1.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты.

По данным опробования установлена промышленная нефтеносность X и XVI горизонтов, газоносность IV, V, VI, VII, VIII, IX и XVII горизонтов 1,4 и 5 блоков, запасы которых подсчитаны по категории С₁. По геолого-геофизическим характеристикам продуктивными на месторождении являются III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XIII, XVI и XVII горизонты, из которых XVI содержит только нефть, X - нефть и газ, остальные - газ. Принятые абсолютные отметки границ нефтегазоносности приведены в таблице 1.1. Положение границ нефтегазоносности определено по комплексу промыслово-геофизических исследований и результатам опробования горизонтов в скважинах. Из-за блокового строения месторождения каждый горизонт содержит от двух до шести залежей. Наибольшее количество залежей в VII, VIII горизонтах - 6, наименьшее - III, IV, V, VI, IX горизонтах - 2.

Основными, продуктивными горизонтами являются VII, VIII и X горизонты.

Всего на месторождении 41 залежь, из них 7 нефтяных и 34 газоконденсатных.

Продуктивными являются 6 блоков: 1, 2, 3, 4, 5 и 6. Блоки содержат от четырех до десяти залежей. Наибольшее количество залежей приходится на 2 блок.

Высоты залежей изменяются от 39 до 145 м. Наибольшими высотами характеризуются залежи VI, VII, X, XVII горизонтов, которые изменяются от 105 до 145 м. Залежи относятся к пластово-сводовому типу - тектонически- экранированному.

Рисунок 1.2 - Геологический профиль месторождения им. Мирзоева

Таблица 1.1 - Характеристика залежей

Горизонт	Блок	Категория запасов	Абсолютная отметка границы, м	Высота залежи, м
			нефтеносность	газоносность
1	2	3	4	5	6
III	1 2	С2 С2	- -	3108 3050	58 25
IV	1 2	С1 С2		3150 3100	60 50
V	1 2	С1 С2		3199 3138	83 63
VI	1 2	С1 С2		3247 3175	105 75
VII	1 2 3 4 5 6	С1 С2 С2 С2 С1 С2		3283 3200 3250 3375 3796 3945	101 75 75 75 96 45
VIII	1 2 3 4 5 6	С1 С2 С2 С2 С1 С2		3327 3250 3300 3425 3854 3995	91 75 75 75 79 45
IX	5 6	С1 С2		3874 4045	101 45
X	1 2 3 4 5 6	С2 С2 С2 С2 С1 С2		3297 3275 3350 3523	22 75 100 123 123 50
			3923 4075
XIII	1 2 3 4 5	С2 С2 С2 С2 С2		3379 3350 3425 3637 4014	29 75 75 137 114
XVI	1 2 3 4 5	С1 С2 С2 С2 С2	3459 3400 3500 3708 4050		39 50 75 133 50
XVII	2 3 4	С2 С2 С1		3500 3600 3820	75 100 145

1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

Физико-химическая характеристика конденсатов изучена по IV, V, VI, VII, VIII и X горизонтами отдельных тектонических блоков в скважинах 6 - У. Эвай и 57 - Н. Даги.

Физико-химическая характеристика конденсатов залежи 1 блока IV горизонта изучена по пробе, отобранной из скважина 57 Н. Даги (интервал 3165 - 3174). Плотность конденсата составила 0,7835 г/см³, молекулярная масса 134. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 56 ⁰С, 10 % конденсата выкипает при температуре 93 ⁰С, 50 % - при 149 ⁰С и 90 % при 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Содержание нафтеновых и ароматических углеводородов составляет 54 % масс. Молекулярный вес газа - 18,54, плотность - 0,626, коэффициент сжимаемости - 0,983, таблица 1.2.

Плотность конденсата залежи 1 блока V горизонта находится в пределах 0,7803 - 0,7944 г/см³, молекулярная масса 120 - 135. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 58 - 76 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 92 - 105 ⁰С, 50 % - при 143 - 150 ⁰С, 90 % при температуре 284 - 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Групповой состав углеводородов не исследован. Молекулярный вес газа - 19,03, плотность - 0,633, коэффициент сжимаемости - 0,988, таблица 1.3.

Плотность конденсата залежи 1 блока VI горизонта находится в пределах 0,7894 - 0,8013 г/см³, молекулярная масса 130 - 131. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 52 - 80 ⁰С, 10 % выкипает при температуре

87 - 108 ⁰С, 50 % - при 148 - 159 ⁰С, 90 % при температуре 299 - 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Молекулярный вес газа - 18,66, плотность - 0,6269, коэффициент сжимаемости - 0,984, таблица 1.4.

Конденсат залежей 1 и 5 блоков VII горизонта имеет плотность - 0,8177 - 0,7641, молекулярную массу 119 - 142. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 36 - 80 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 70 - 112 ⁰С, 50 % - при 138 - 200 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С.

Таблица 1.2 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, iv горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сы-рой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	94,29 2,65 0,77 0,16 0,20 0,13 1,53 0,27 3,42 1,26 0,13 - - 17,40 0,7264	60,49 15,63 10,94 2,58 3,23 2,55 3,64 0,94 26,57 19,30 2,55 - - 27,90 1,1939	1,94 22,37 35,54 10,94 14,89 12,45 1,57 0,30 57,91 73,82 12,45 - - 55,20 2,4422	- - - - - 100 - - - - - 134 0,7835 - -	15,25 4,18 3,11 0,81 0,95 74,56 0,94 0,20 7,29 79,43 74,56 - - - -	93,12 2,67 0,80 0,17 0,21 1,22 1,52 0,29 3,47 2,40 1,22 - - 18,70 0,7779	621,4 33,4 14,7 4,1 5,1 68,0 27,8 3,4 - - - - - - -

Таблица 1.3 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, V горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сы-рой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	93,98 2,63 0,78 0,15 0,19 0,12 1,91 0,24 3,41 1,24 0,12 - - 17,50 0,7297	75,04 10,49 5,81 1,32 1,64 1,26 4,09 0,35 16,30 10,03 1,26 - - 23,0 0,9772	2,31 25,13 33,91 10,51 14,00 11,05 2,50 0,59 59,04 69,47 11,05 - - 52,5 2,3462	- - - - - 100 - - - - - 127,5 0,7873 - -	17,59 2,61 1,80 0,45 0,58 75,95 0,92 0,10 4,41 78,78 75,95 - - - -	92,49 2,63 0,80 0,16 0,20 1,60 1,89 0,23 3,47 2,76 1,60 - - 19,1 0,7956	617,2 32,9 14,7 3,9 4,6 64,9 34,6 2,7 - - - - - - -

Групповой состав углеводородов конденсата изучен по одной из 4 проб и содержит ароматических углеводородов - 24 % масс, нафтеновых - 28 % масс, метановых - 48 %. Молекулярный вес газа - 20,13, плотность - 0,6627 г/см³, таблица 1.5.

Плотность конденсата залежи 5 блока VIII горизонта составляет 0,7781 г/см³, молекулярная масса равна 123. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 47 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 80 ⁰С, 50 % - при 140 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Молекулярный вес газа - 21,09, плотность - 0,684 г/см³, таблица 1.6.

Таблица 1.4 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VI горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	94,03 2,58 0,74 0,17 0,23 0,16 2,09 - 3,32 1,30 0,16 - - 17,5 0,7332	79,66 8,88 3,79 0,82 1,09 0,93 4,66 0,17 12,67 6,63 0,93 - - 21,5 0,9107	15,83 28,50 25,40 7,04 9,04 8,40 5,20 0,59 53,90 49,88 8,40 - - 45,00 1,9877	- - - - - 100 - - - - - 130 0,7894 - -	16,49 1,95 0,94 0,22 0,29 79,10 0,94 0,07 2,89 80,55 79,10 - - - -	92,98 2,57 0,74 0,17 0,23 1,24 2,07 - 3,31 2,38 1,24 - - 18,8 0,7808	620,5 32,1 13,6 4,1 5,6 67,0 37,9 - - - - - - - -

Физико-химические свойства и состав пластового газа по XVII горизонтам приведены в таблице 1.7.

1.6 Запасы нефти, газа и конденсата

При составлении проекта опытно - промышленной эксплуатации в основу положены запасы, подсчитанные тематической партией ПО

“ Сахалинбургазразведка ”.

По категории С1 нефти - 1731,1 тыс. т;

свободного газа - 6613 млн. м3;

конденсата - 496 тыс. т.

По категории С2 нефти - 5502 тыс. т;

свободного газа - 4025 млн. м³;

конденсата - 324 тыс. т.

Таблица 1.5 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VII горизонт 5 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	92,38 4,04 1,19 0,19 0,20 0,06 1,17 0,23 5,23 1,64 0,06 - - 17,7 0,7381	48,81 17,12 18,34 4,39 5,15 3,32 2,48 0,39 35,46 31,20 3,32 - - 32,0 1,3884	1,25 7,86 42,72 15,79 20,58 10,85 0,81 0,14 50,58 89,94 10,85 - - 56,8 2,5336	- - - - - 100 - - - - - 127,5 0,7810 - -	12,59 5,15 7,89 2,29 2,82 68,36 0,72 0,18 13,04 81,36 68,36 - - - -	89,78 4,07 1,41 0,26 0,28 2,31 1,66 0,23 5,48 4,26 2,31 - - 20,3 0,8445	599,1 50,9 25,9 6,3 6,8 122,5 30,4 2,7 - - - - - - -

При этом учитывались полностью запасы категории С₁ и 50 % категории С₂.

По данным геологоразведочных работ, в разрезе месторождения было выделено 11 продуктивных горизонтов, из которых 9 газоконденсатных, один нефтегазоконденсатный и один - нефтяной. Всего по площади установлено 41 залежь, из которых 34 газовых и 7 нефтяных. Основные запасы свободного газа приходятся на залежи VII, XIII и XVII горизонты.

Таблица 1.6 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VIII горизонт 5 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации %мольн.	Газ дебута-низации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	91,86 3,91 1,32 0,20 0,20 0,08 2,02 0,41 5,23 1,80 0,08 - - 17,8 0,7444	41,35 23,99 20,18 3,85 4,30 2,12 4,00 0,21 44,17 30,45 2,12 - - 31,9 1,3731	0,12 9,29 41,68 16,66 19,51 12,48 0,26 - 50,97 90,33 12,48 - - 57,7 2,6123	- - - - - 100 - - - - - 123 0,7781 - -	12,59 7,65 7,7 1,79 2,04 66,94 1,23 0,06 15,35 78,47 66,94 - - - -	88,35 4,07 1,60 0,27 0,28 3,04 1,99 0,40 5,67 5,19 3,04 - - 21,1 0,8797	589,5 50,9 29,3 6,5 6,7 155,5 36,4 4,6 - - - - - - -

Таблица 1.7 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, XVII горизонт 4 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.	Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м3
CH2 C2H5 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 CO2 Азот С2+3 С3+ С5+ Молек. масса С5+ Плотность С5+, г/см3 Молек. масса Плотность газа, г/л	93,18 2,68 0,69 0,14 0,16 0,07 2,63 0,45 3,37 1,06 0,07 - - 17,6 0,7346	56,28 15,76 11,53 3,05 4,09 2,95 6,34 0,0015 27,29 21,62 2,95 - - 29,8 1,2763	0,92 20,61 37,43 12,01 15,78 11,34 1,89 0,02 58,04 76,56 11,34 - - 55,1 2,4286	- - - - - 100 - - - - - 134,5 0,7844 - -	12,93 4,70 5,19 1,10 1,49 70,87 1,72 - 9,89 78,65 70,87 - - - -	91,79 2,71 0,76 0,16 0,19 1,34 2,61 0,44 3,47 2,45 1,34 - - 19,2 0,7967	612,5 33,9 13,9 3,9 4,6 75,0 47,8 5,1 - - - - - - -

Запасы свободного газа, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 49 до 1387 млн м³ при средней величине 337 млн м³ (категории С₁ + 0,5С₂). Наибольшие запасы свободного газа приходятся на залежи 4 блока XVII горизонта (1387 млн м³), 5 блока VII горизонта (716 млн м³).

Балансовые запасы нефти, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 197 (1 блок XVI горизонта) до 2014 тыс. т. (5 блок X горизонта), составляя в среднем 668 тыс. т. Границы нефтегазоносности залежей X и XVI горизонтов в плане не совпадают. В связи с этим, каждый горизонт рекомендуется разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Согласно геолого-промысловой характеристике залежей (фильтрационная характеристика, идентичность свойств газов и флюидов, совпадение в пласте границ газоносности, близость величин начальных пластовых давлений, величины запасов), а также технико-экономической оценки на месторождении можно выделить семь эксплуатационных объектов: III, IV+V, VI+VII, VIII+IX+X, XIII, XVI, XVII горизонты. Нефтяные залежи 5 и 6 блоков X горизонта разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

2. Состояние разработки месторождения [ ]

Разработка газоконденсатных залежей на месторождении осуществляется с 1997 г. Дренированием было охвачено 15 залежей.

Начальные запасы газа по газоконденсатным залежам, подсчитанные объемным методом, составляют 7373 млн м³, запасы газа, дренируемые действующим фондом скважин - 4128 млн м³.

За период разработки месторождения отобрано 2663 млн м³ газа, что составляет 64,5 % от дренируемых запасов.

Основные данные по динамике показателей разработки до 2001 г приведены в таблице 2.1. Как видно из таблицы разработка месторождения осуществлялась 14 скважинами. Средний дебит по газу снизился с 262 тыс. м³/сут. в 1997 г. до 195 тыс. м³/сут. в 2000 г.

В таблице 2.2 приведено сравнение фактических показателей разработки месторождения с проектными. Годовые отборы газо-повышенные, по отношению к прогнозу, достигались за счёт более высоких дебитов. В целом отмечается удовлетворительная сходимость основных проектных и фактических показателей разработки месторождения. Графики показателей разработки, по фактическим данным, за последние четыре года приведены на рисунке 2.1.

По всем разрабатываемым залежам наблюдается диспропорция темпов отбора газа и падения пластового давления. Это указывает на различное влияние активности водонапорного бассейна на ту или иную залежь.

По всем разрабатываемым залежам отсутствует возможность оценить запасы газа методом падения пластового давления, несмотря на сравнительно высокий отбор газа из залежей.

В эксплуатацию газоконденсатные залежи III и IV горизонтов II блока были введены в 1997 г. Разработка велась одновременно с двух горизонтов скважиной 57. за период эксплуатации с 1997 по 2000 г. из залежей отобрано 171,5 млн м³ газа, что составило 78,7 % от запасов газа (218 млн м³).

Пластовое давление с начала эксплуатации залежей снизилось с 31,3 МПа до 22,5 МПа или на 28,6 %. Такой процент падения давления, значительно меньший отбора газа, указывает о разработке залежи при водонапорном режиме.

3. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата

3.1 Обвязка устья скважины

На устье скважины установлена фонтанная арматура типа

АФК - 65 - 210 ГОСТ 13846 - 84.

1 - буферная задвижка; 2 - струнная задвижка; 3 - угловой регулируемый дроссель; 4 - надкоренная задвижка; 5 - коренная задвижка; 6 - трубная головка; 7 - колонная головка; 8 - шлейфовая задвижка; 9 - межструнная задвижка; 10, 11 - задвижки на задавочной линии; 12 - задвижка на факельной линии

Рисунок 3.1 - Типичная обвязка газовой скважины

Обвязка скважин позволяет проводить:

- поддержать режим работы скважин при заданных технологических параметрах;

- проводку скважин и шлейфа с последующим сжиганием газа и конденсата на факеле в амбаре;

- комплекс исследовательских работ;

- глушение скважины перед проведением ремонтных работ, или в случае возникновения аварии;

- измерение температуры и давления на устье скважины;

- отбор проб газа;

- подача метанола в трубное, затрубное пространство и в шлейф скважины.

Из-за разновременности задавки и продувки скважин, продувочная и задавочная линии объединены в общий коллектор. Температура на устье скважины измеряется с помощью ртутных термометров, давление - техническим манометром.

3.2 Схема сбора и подготовки продукции скважин принятая на месторождении

В соответствии с требованиями Мингазпром “Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа” система газосбора принимается лучевая с транспортом газоконденсатной смеси от устьев скважин до УКПГ по индивидуальным шлейфам.

Для предотвращения гидратообразования в шлейфах предусматривается централизованная система подачи метанола в газовый поток на устье скважин. Метанолопроводы выполняются из труб 574 ГОСТ 8732 - 93.

Распределение метанола по скважинам осуществляется дозировочными насосами, установленными на УКПГ.

На рисунке 3.2 изображена принципиальная схема главных потоков газа и обводненного газового конденсата на УКПГ.

Газ со скважин поступает на блоккомплектные газораспределительные гребенки по проекту ГП 366.17.00.000.

С гребенки газ поступает в коллектор напрямую, либо через узел замера скважин.

Узел замера состоит из жалюзийного газосепаратора ГИ 10.0-1000-1, дифференциального газового расходомера и ротационного счётчика жидкости.

После раздельного замера потоки газовой и жидкой фаз соединяются и направляются в коллектор главного потока газожидкостной смеси.

Капельная жидкость, выделившаяся в газосборных шлейфах и представляющая смесь газового конденсата, пластовой воды и ингибиторов гидратообразования под давлением Р = 9 МПа и с температурой t 0 ⁰С поступает в сепаратор первой ступени.

Сепаратор С₁ с оптимальной производительностью по газу 1,0 млн м ³/сут. принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.12.00.000 м.

После сепаратора С₁ газ через теплообменник “труба в трубе” поступает на редуцирующий клапан. После редуцирующего клапана давление газа снижается до 5,5 МПа при соответствующем снижении температуры до минус 5 и минус 10 ⁰С (в зависимости от времени года) и поступает на сепаратор второй ступени С₂, в котором происходит более глубокая осушка газа от влаги и конденсата до параметров, требуемых ОСТ 51.40-93.

Сепаратор С₂ принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 365.13.00.000 м.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема потоков газа и конденсата на УКПГ месторождения имени Р. С. Мирзоев

Сепаратор С₃ принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 505.06.00.000.

Узел учета товарного газа принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.07.00.000.

До входа на узел учета в зависимости от требуемой глубины осушки, предусмотрен отвод газа на теплообменник ТТ.

Стабилизация давления в газовом потоке обеспечивается регулятором давления (до себя) на входе в гребенку магистрального газопровода.

На УКПГ предусмотрены 4 газовые линии с полным комплектом перечисленных аппаратов и устройств (из них 3 рабочие и 1 резервная).

Выделившаяся в сепараторах С₁, С₂, С₃ жидкая фаза направляется на линию разделения и выветривания конденсата.

В блоккомплектном газовом подогревателе типа ПП-1,6 жидкая фаза нагревается до температуры плюс 35 ⁰С и поступает в блок разделения и выветривания В-1, в котором при давлении 5,5 МПа из жидкости выделяется остаточный газ, захваченный в сепараторах.

Газ возвращается на сепаратор С₂, а жидкая фаза на блок выветривания второй ступени В-2.

Параметры В-1 и В-2 приняты в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.17.00.000.

Выделившиеся на втором блоке выветривания конденсата тяжелые компоненты газа через регулятор давления направляются на прием эжектора. В эжекторе газ дожимается до давления 5,5 МПа и вновь направляется на сепаратор С₂.

Жидкость с температурой плюс 25 ⁰С поступает на атмосферный блок выветривания 3 ступени В-3.

Газ из блока В-3 через огневой предохранитель поступает на факел, а жидкость - в сырьевые резервуары Р₁ и Р₂, из которых насосами Н₁ и Н₂ откачивается в систему нефтесбора месторождения “ Даги ” и далее на установку подготовки нефти.

4 Распределение давления и температуры в стволе скважины

При установлении технологических режимов эксплуатации скважин важно знать значения давлений и температур на забое и их распределения по стволу скважины.

Давление и температуру на забое скважины измеряют непосредственно на устье при помощи глубинных приборов или вычисляют по известным параметрам.

Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида:

Рх = , (4.1)

где Рх - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;

Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;

q - дебит газовой скважины, тыс.м³/сут.

2S = , (4.2)

где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить

давление, м.

Средняя по интервалу расчета температура определяется как

Тср = , (4.3)

где Ту - устьевая температура. К;

Тх - температура на глубине X, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

Тх = Ту + Г · Х, (4.4)

где Г - геотермический градиент, К/м;

Q = 1,325 · 10-12 · · (е2S - 1), (4.5)

где d₁ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб е. В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

Rе = , (4.6)

где V - скорость движения газа, м/с;

- кинематическая вязкость, м²/с.

Таблица 4.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса

Показатель	Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, d1·10-2, м
	2,54	4,03	5,03	6,22	7,59	10,03
	10-2	7,5·10-3	6,0·10-3	4,8·10-3	4,0·10-3	3,0·10-3
	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023
Qmin,	3,7	6,5	15,0	28,0	37,5	70,0

Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где не зависит от числа Re и выбирается из таблицы 4.1.

Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида:

Т_х = Т_пл - Г · Н - Т · е^-Н + . (4.7)

Т = D_iпл · (Р_пл - Р_з) . (4.8)

= . (4.9)

f() = ln , (4.10)

где Р_пл, Р_з, Р_у - пластовое, забойное и устьевое давления, МПа;

Н - глубина скважины, м;

D_i - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в трубе, К/МПа;

Г - геотермический градиент, К/м;

Ср - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Рср и пластовой температуре Тпл, кДж/кг·м;

Di пл - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в горной породе, К/МПа;

Rc - наружный радиус эксплуатационной колонны, м;

Rк - радиус контура питания, м;

G - массовый расход газа, кг/с;

Сп - объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м3·К;

- суммарное время работы скважины, с;

h_пл - толщина перфорированной части продуктивного пласта, м;

п - теплопроводность горных пород, кВт/(м·К);

Ам - термический эквивалент работы, кДж/кг·м (Ам = 1/102 кДж/кг·м).

После проведения расчетов производится построение графических зависимостей.

4.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов

Этот режим определяется путем расчета распределения температуры по длине трубопровода на основе формулы Шухова В.Г. с учётом теплообмена движущегося природного газа с грунтом.

Обобщенная формула, учитывающая теплообмен с окружающей средой, эффект Джоуля - Томсона и влияние рельефа трассы имеет следующий вид:

t = t0 + (tn - t0) · e-x - Di · . (4.11)

= , (4.12)

где t, t⁰ - температура соответственно природного газа в газопроводе и окружающей среде;

tn - начальная температура природного газа;

х - расстояние от начала газопровода до заданной точки;

Di - коэффициент Джоуля - Томсона;

p₁, p₂ - давление в начале и конце газопровода;

l - длина рассматриваемого газопровода;

g - ускорение свободного падения;

z - разность отметок по высоте конечной и начальной точек;

Ср - теплоёмкость газа при постоянном давлении;

k - коэффициент теплопередачи в окружающую среду;

D - диаметр газопровода;

- плотность природного газа;

Q - объёмный расход природного газа.

Для газопроводов горизонтального подземного расположения выражение упрощается и принимает следующий вид:

t = t0 + (tn - t0) · e-x - Di · . (4.13)

Наблюдения и многочисленные расчёты показывают, что температура природного газа в процессе его движения в этом случае плавно приближается к температуре грунта.

Выравнивание температур газопровода и грунта определяется многообразием факторов. Расстояние, где различие в температурах природного газа и грунта становится не ощутимой, определяется по уравнению (4.6) при условии, что t = t0, x = x. Тогда

х₀ = . (4.14)

Следует отметить, что на указанном расстоянии от начала газопровода может прекратиться или прекращается выпадение влаги, при условии, что температура постоянна, а давление снижается.

Определение зоны конденсации паров воды в магистральных газопроводах зависит от того, с каким значением точки росы природный газ поступит в него, т.е. от начала конденсации паров. Если точка росы природного газа будет выше начальной температуры газа, то жидкость будет выделяться на начальном участке газопровода, в той зоне, где температура природного газа равна точке росы. Определение точки начала конденсации паров воды определяют при t = tтр:

x_тр = lnDi{(p₁ - p₂) + (t_n - t⁰) · _l) / (Di (p₁ - p₂) + (tтр - t⁰) · _l)}, (4.15)

где t_тp - точка росы природного газа, °С;

Х_тр - расстояние по трассе газопровода, t = t_тp.

Температура газа в точке, равной температуре окружающей среды в конечной зоне газопровода, рассчитывается по выражению (4.13).

4.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева

Для расчёта распределения равновесной температуры гидратообразования, давления и температуры, по стволам работающих и простаивающих скважин месторождения им. Р. С. Мирзоева, по методике, изложенной в пункте 4.1, была составлена программа в среде Turbo Pascal (см. приложение А), исходные данные, для которой приведены в таблице 4.2, а результаты расчётов приведены в таблицах 4.3 -4.16. На рисунках 4.1 - 4.6 показаны зависимости давлений и температур от глубины скважины.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе разработки изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура понижается (рисунок 4.1 - 4.6). Необходимо отметить, что значения величин теплоемкостей газа в пластовых условиях и скважине определяемые из графиков и по приближенным формулам не соответствуют справочным данным, а последние в свою очередь дают более приемлемые результаты с промысловой информацией и достаточно точно отражающие реальные цифры.

Таблица 4.2 - Исходные данные для расчёта Р и Т в стволе скважины

Показатели	Номер скважины
	57	63	12	8	5	18	21	13	60	48	43	28	50	73
Время работы скв.(сутки)	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
Теплоемкость горной породы, кДж/м3К	290	291	304	293	305	289	282	291	290	291	295	292	290	303
Давление на устье скв., МПа	11,4	14,3	13,5	10,9	15,7	12,8	10,8	13,7	14,4	14,4	14,5	12,3	13,9	16,1
Дебит скв., тыс.м3/сут	130	210	135	180	140	310	200	185	325	90	235	143	170	110
Глубина скв., м	2800	3703	4500	3600	4048	4432	4487	3874	3659	3721	4300	4801	4027	3902
Толщина пласта, м	45	47	44	41	43	41	50	46	42	44	51	48	47	45
Радиус скв., м	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108
Радиус контура питания, м	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250
Внутренний диаметр НКТ, м	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062
Устьевая температура, К	290	291	304	293	305	289	289	291	290	291	295	292	290	303

Таблица 4.3 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 57

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	14,45	362,16	285,66	14,21	352,75	285,52
360	14,1	356,07	285,46	13,95	346,95	285,366
720	13,75	350,69	285,26	13,68	341,36	285,29
1080	13,4	344,16	285,05	13,41	334,84	285,06
1440	13,05	337,25	284,84	13,13	328,04	284,89
1800	12,7	330,18	284,62	12,86	321,14	284,72
2160	12,35	323,05	284,40	12,57	314,19	284,54
2520	11,99	315,87	284,16	12,29	307,21	284,36
2880	11,63	308,67	283,92	12	300,21	284,17
3240	11,27	301,45	283,66	11,7	393,22	283,96
3600	10,9	293	283,40	11,4	290	283,76

Таблица 4.4 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 63

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	21,54	358,15	288,86	19,13	357,96	287,90
370,3	21,04	349,26	288,67	18,66	352,64	287,70
740,6	20,53	340,38	288,47	18,19	347,18	287,50
1110,9	20,01	331,49	288,26	17,71	340,94	287,28
1481,2	19,48	322,6	288,05	17,24	334,44	287,07
1851,5	18,94	313,71	287,82	16,76	327,83	286,84
2221,8	18,38	304,83	287,58	16,28	321,19	286,61
2592,1	17,81	295,94	287,33	15,79	314,52	286,36
2962,4	17,21	287,05	287,05	15,3	307,83	286,11
3332,7	16,6	278,17	286,77	14,81	301,13	285,85
3703	16	285	286,47	14,3	291	285,57

Таблица 4.5 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 12

Расстояние	Простаивающая	Работающая
от забоя, м	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,73	363,15	288,55	18,69	362,36	287,72
450	20,16	356,85	288,32	18,17	357,85	287,49
900	19,59	350,55	288,09	17,64	352,8	287,25
1350	19,03	344,25	287,86	17,12	347,33	287,01
1800	18,46	337,95	287,62	16,6	341,76	286,77
2250	17,88	331,65	287,36	16,08	336,16	286,51
2700	17,31	325,35	287,10	15,56	330,54	286,25
3150	16,74	319,05	286,83	15,04	324,9	285,97
3600	16,16	312,75	286,55	14,53	319,26	285,70
4050	15,58	306,45	286,26	14,02	313,61	285,41
4500	15	298	285,95	13,5	304	285,11

Таблица 4.6 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 8

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	16,96	363,15	286,94	14,45	362,16	285,65
360	16,59	355,95	286,76	14,1	356,07	285,46
720	16,21	348,75	286,579	13,75	350,69	285,25
1080	15,83	341,55	286,38	13,4	344,16	285,05
1440	15,44	334,35	286,18	13,05	337,25	284,84
1800	15,05	327,15	285,98	12,7	330,18	284,62
2160	14,65	319,95	285,76	12,35	323,05	284,39
2520	14,25	312,75	285,54	11,99	315,87	284,16
2880	13,84	305,55	285,31	11,36	308,67	283,91
3240	13,43	298,35	285,07	11,27	301,45	283,66
3600	13	288	284,80	10,9	293	283,39

Таблица 4.7 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 5

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	23,23	369,15	289,46	20,97	368,45	288,64
404,8	22,68	362,47	289,27	20,45	363,3	288,44
809,6	22,13	355,79	289,07	19,94	357,37	288,24
1214,4	21,57	349,11	288,87	19,42	350,9	288,02
1619,2	21	342,43	288,65	18,9	344,3	287,81
2024	20,43	335,75	288,43	18,37	337,65	287,58
2428,8	19,86	329,07	288,20	17,85	330,98	287,35
2833,6	19,28	322,4	287,97	17,32	324,3	287,11
3238,4	18,7	315,72	287,72	16,78	317,61	286,85
3643,2	18,11	309,04	287,46	16,24	310,91	286,59
4048	17,5	298	287,19	15,7	305	286,32

Таблица 4.8 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 18

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,96	364,15	288,64	18,71	363,57	287,25
443,2	20,4	356,17	288,42	18,12	357,62	287,47
886,4	19,83	348,19	288,19	17,53	351,5	287,20
1329,6	19,26	340,22	287,96	16,95	344,26	286,93
1772,8	18,68	332,24	287,71	16,37	336,57	286,65
2216	18,09	324,26	287,45	15,78	328,69	286,36
2659,2	17,49	316,28	287,18	15,19	320,72	286,05
3102,4	16,88	308,31	286,90	14,6	312,7	285,74
3545,6	16,27	300,33	286,60	14	304,66	285,40
3988,8	15,64	292,35	286,29	13,4	296,59	285,05
4432	15	283	285,95	12,8	289	284,68

Таблица 4.9 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 21

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	18,26	364,15	287,53	15,42	363,2	286,17
448,7	17,76	356,07	287,31	14,95	356,93	285,93
897,4	17,26	348	287,08	14,49	351,27	285,67
1346,1	16,75	339,92	286,84	14,03	344,61	285,42
1794,8	16,23	331,84	286,58	13,57	337,64	285,15
2243,5	15,71	323,77	286,32	13,11	330,55	284,87
2692,2	15,19	315,69	286,05	12,65	323,41	284,59
3140,9	14,65	307,61	285,76	12,19	316,23	284,29
3589,6	14,11	299,54	285,46	11,73	309,03	283,98
4038,3	13,56	291,46	285,14	11,27	301,81	283,66
4487	13	283	284,80	10,8	291	283,32

Таблица 4.10 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 13

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,76	363,15	288,56	18,43	362,67	287,60
387,4	20,27	355,4	288,37	17,97	357,69	287,40
774,8	19,77	347,65	288,17	17,51	351,7	287,19
1162,2	19,27	339,91	287,96	17,04	345,01	286,98
1549,6	18,76	332,16	287,75	16,58	338,13	286,76
1937	18,24	324,41	287,52	16,11	331,18	286,53
2324,4	17,72	316,66	287,29	15,64	324,21	286,29
2711,8	17,18	308,91	287,04	15,16	317,22	286,04
3099,2	16,63	301,17	286,78	14,68	310,22	285,78
3486,6	16,08	293,42	286,51	14,2	303,2	285,51
3874	15,5	283	286,22	13,7	291	285,23

Таблица 4.11 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 60

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	21,71	363,15	288,92	18,73	362,69	287,73
365,9	21,23	355,47	288,74	18,24	356,21	287,52
731,8	20,74	347,78	288,55	17,75	351,04	287,30
1097,7	20,24	340,1	288,36	17,25	344,56	287,07
1463,6	19,74	332,41	288,168	16,76	337,46	286,84
1829,5	19,22	324,73	287,94	16,26	330,06	286,60
2195,4	18,7	317,05	287,72	15,76	322,5	286,35
2561,3	18,17	309,36	287,49	15,25	314,86	286,08
2927,2	17,63	301,68	287,25	14,74	307,17	285,81
3293,1	17,07	293,99	286,99	14,22	299,44	285,52
3659	16,5	286	286,72	13,7	291	285,23

Таблица 4.12 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 48

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	21,88	363,15	288,98	19,06	362,95	287,87
374,2	21,38	355,29	288,80	18,62	356,21	287,69
748,4	20,87	347,43	288,60	18,18	349,35	287,49
1122,6	20,36	339,58	288,40	17,73	342,05	287,29
1496,8	19,84	331,72	288,20	17,27	334,64	287,08
1871	19,31	323,86	287,98	16,81	327,2	286,87
2245,2	18,77	316	287,75	16,34	319,74	286,64
2619,4	18,22	308,14	287,51	15,87	312,26	286,40
2993,6	17,66	300,28	287,26	15,39	304,77	286,16
3367,8	17,09	292,43	287,00	14,9	297,28	285,90
3742	16,5	286	286,72	14,4	291	285,62

Таблица 4.13- Результаты расчёта давления и температуры в скважине 43

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	22,66	366,15	289,2666505	20,24	365,6	288,3607081
430	22,08	358,41	289,0586628	19,68	360	288,1356435
860	21,49	350,67	288,8414066	19,11	354,03	287,8998849
1290	20,9	342,93	288,6181019	18,55	347,17	287,6613121
1720	20,3	335,19	288,3844518	17,98	340,02	287,4109655
2150	19,69	327,45	288,1397184	17,41	332,77	287,1525533
2580	19,07	319,71	287,8830773	16,83	325,47	286,8807736
3010	18,45	311,97	287,617953	16,26	318,14	286,6043964
3440	17,81	304,23	287,3347626	15,68	310,8	286,3130417
3870	17,17	296,49	287,0412074	15,09	303,44	286,0053903
4300	16,5	286	286,7219284	14,5	295	285,685467

Таблица 4.14 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 28

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,8	366,15	288,57	17,63	365,55	287,25
480,1	20,2	357,99	288,34	17,1	359,05	287,01
960,2	19,6	349,83	288,10	16,57	352,76	286,75
1440,3	18,99	341,66	287,84	16,04	345,84	286,49
1920,4	18,37	333,5	287,58	15,51	338,75	286,22
2400,5	17,75	325,34	287,30	14,98	331,6	285,94
2880,6	17,12	317,18	287,01	14,44	324,42	285,65
3360,7	16,48	309,02	286,71	13,91	317,21	285,35
3840,8	15,83	300,86	286,38	13,38	310	285,04
4320,9	15,18	292,69	286,05	12,84	302,76	284,71
4801	14,5	282	285,685467	12,3	292	284,3655474

Таблица 4.15 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 50

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,39	363,15	288,4199362	19,02	362,79	287,8620182
402,7	19,89	355,1	288,2207844	18,53	357,2	287,652659
805,4	19,38	347,04	288,0124242	18,04	349,96	287,4376888
1208,1	18,86	338,99	287,794255	17,55	342,1	287,2167984
1610,8	18,34	330,93	287,5699856	17,05	334,1	286,9849494
2013,5	17,81	322,88	287,3347626	16,54	326,05	286,7413508
2416,2	17,27	314,83	287,0877895	16,03	317,98	286,4901222
2818,9	16,72	306,77	286,828174	15,51	309,9	286,2255999
3221,6	16,16	298,72	286,5549119	14,98	301,81	285,9467032
3624,3	15,59	290,66	286,2668677	14,44	293,72	285,6522061
4027	15	282	285,9574056	13,9	290	285,3464834

Таблица 4.16 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 73

Расстояние от забоя, м	Простаивающая	Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	24	363,15	289,72	21,55	362,85	288,86
390,2	23,44	355,74	289,53	21,03	356,53	288,66
780,4	22,87	348,32	289,341	20,51	349,52	288,46
1170,6	22,29	340,91	289,13	19,98	342,07	288,25
1560,8	21,71	333,49	288,92	19,45	334,53	288,04
1951	21,12	326,08	288,70	18,91	326,95	287,81
2341,2	20,51	318,67	288,46	18,36	319,35	287,57
2731,4	19,9	311,25	288,22	17,8	311,74	287,33
3121,6	19,28	303,84	287,97	17,24	304,13	287,07
3511,8	18,65	296,43	287,70	16,66	296,5	286,79
3902	18	288	287,41	16,1	287	286,52

Рисунок 4.1 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 57

Рисунок 4.2 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 57

Рисунок 4.3 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 12

Рисунок 4.4 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 12

Рисунок 4.5 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 8

Рисунок 4.6 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 8

С помощью расчётов мы определили давление и температуру по стволу работающей и простаивающей скважин, а так же забойные и устьевые давления и температуры необходимые нам для исследования распределения давления и температуры в начале и конце шлейфа. При построении графиков распределения давления, температуры и температуры равновесия наглядно видно, что гидратов в скважинах не образуется. Аналогичную картину мы видим и с другими скважинами.

5 5. Расчет расхода метанола на УКПГ

Произведем расчет потребного количества метанола, как ингибитора гидратообразования, подаваемого на устья скважин. Так как система сбора скважинной продукции лучевая, то будем рассчитывать шлейфы каждой скважины.

5.1 Гидравлический и тепловой расчет шлейфа

1) Определим псевдокритические параметры Рпк и Тпк.

Псевдокритическая температура:

Тпк= (5.1)

Псевдокритическое давление:

Рпк= (5.2)

2) По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

Тпр=; Рпр=, (5.3)

Тпр=;Рпр=. (5.4)

1) 1) По графикам Брауна-Катца приложение Б, рисунок Б.1 определяем значения коэффициентов сверхсжимаемости газа при нормальных Zn и рабочих Zp условиях.

2) Секундный расход газа:

q=. (5.5)

3) Рассчитываем фактическую скорость газа в шлейфе:

w=. (5.6)

4) Определим коэффициент теплообмена между газом и стенкой трубы:

=, (5.7)

где l -коэффициент теплопроводности грунта;

h- расстояние от поверхности земли до оси трубы.

5) Общий коэффициент теплопередачи для наземного трубопровода

К,

6) Плотность газа при нормальных условиях р, кг/м³

7) Плотность газа в рабочих условиях:

. (5.8)

8) Зная компонентный состав газовой смеси, входящих в нее компонентов газовой смеси, определяем ее абсолютную вязкость

9) По графикам приложение Б, рисунок Б.2, используя значение , определяем вязкость природного газа для рабочих условий.

10) Определяем число Рейнольдса:

Re = . (5.9)

11) В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш для труб.

12) Определим коэффициент гидравлического сопротивления:

=0,067М (5.10)

13) Рассчитываем удельную теплоемкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре.

14) Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении из графика приложение Б, рисунок Б.3 - С, и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном давлении:

С=С+С. (5.11)

15) Определим параметр Шухова:

а=. (5.12)

16) Средняя температура газа на расчетном участке:

Т =Тгр +, (5.13)

где Т гр- температура грунта, К.

17) Определим давление газа на входе в УКПГ:

Р=, (5.14)

где -относительная плотность газа :

=, (5.15)

где с_в =1,29 кг/м - плотность воздуха при стандартных условиях.

18) Определим среднее давление в шлейфе:

Р=. (5.16)

19) По графику приложение Б, рисунок Б.4 находим обобщенную функцию коэффициента Джоуля-Томпсона .

20) Вычислим коэффициент Джоуля-Томпсона

D=. (5.17)

21) Определим температуру газа на входе в УКПГ:

Т=Тгр+(Т-Тгр)e-D (5.18)

Рассчитаем конечные температуры и давления (температуры и давления на входе в УКПГ) в шлейфах каждой скважины. Расчет произведен на ЭВМ в программе Excel. Программа приведена в приложении В, результаты расчета сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты гидравлического и теплового расчета шлейфов

Номер скважины	Ру, МПа	Ту, К	Q, млн.м3/сут	L, км	Рк, МПа	Тк, К
						лето	зима
57	11,4	290	0,130	2,1	11,35	283,4	279,9
63	14,3	291	0,210	7,5	13,94	280,4	278,5
12	13,5	304	0,135	5,2	13,39	282	276,8
8	10,9	293	0,180	2,4	10,79	285,4	282,3
5	15,7	305	0,140	7,1	15,56	280,8	275,3
18	12,8	289

Подобные документы

• Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

  Геологическое строение Ямбургского месторождения: краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение зон возможного гидратообразования сеноманской залежи, расчет расхода ингибитора. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 17.09.2011
  

• Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении

  Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов, требования к ним. Обоснование выбора промывочной жидкости по интервалам. Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта. Управление свойствами растворов.
  
  курсовая работа [294,2 K], добавлен 07.10.2015
  

• Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

  Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012
  

• Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении

  История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации.
  
  курсовая работа [387,0 K], добавлен 18.05.2012
  

• Реконструкция Южно-Ягунского месторождения

  Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
  

• Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд

  Характеристика нефтеводоносности месторождения. Геологические условия бурения. Технологический регламент. Проектирование конструкции скважины. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд.
  
  дипломная работа [465,6 K], добавлен 02.10.2015
  

• Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

  Химический состав и свойства пластовых вод и дегазированных нефтей месторождения. Технологические процессы, применяемые в системах сбора и подготовки продукции скважин. Осложнения, возникающие при их эксплуатации. Гидравлический расчет трубопроводов.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 16.04.2013
  

• Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

  Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
  
  дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015
  

• Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

  Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 02.05.2013
  

• Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

  Геологическая характеристика Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Минералогический состав пород. Емкостные и фильтрационные свойства залежи. Расчёт расхода газа и количества выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации.
  
  дипломная работа [135,8 K], добавлен 05.01.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам