Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении 

2010 
 

СОДЕРЖАНИЕ 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ 

ВВЕДЕНИЕ 

1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ  О МЕСТОРОЖДЕНИИ 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ  

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ 

3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения 

3.2Состояние  разработки и фонда скважин  Барсуковского месторождения 

4. ХАРАКТЕРИСТИКА  СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ  НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ 

4.1 Общие понятия  о сборе, транспорте и подготовке  нефти и газа на месторождении 

4.2 Характеристика  системы сбора и подготовки  нефти, газа и воды 

4.3 Характеристика  сырья, вспомогательных материалов  и готовой продукции 

5.СЕПАРАЦИОННОЕ  ОБОРУДОВАНИЕ 

5.1 Газосепаратор  сетчатый 

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАСЧЕТ СЕТЧАТОГО ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА  

7. ЗАКЛЮЧЕНИЯ 

ЛИТЕРАТУРА 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ 

ВНЗ – водонефтяная зона; 

ВНК – водонефтяной контакт; 

КИН – коэффициент  извлечения нефти; 

НИЗ – начальные  извлекаемые запасы; 

ТИЗ – текущие  извлекаемые запасы; 

 ППД –  поддержание пластового давления; 

ТПДН – территориальный  проект по добыче нефти; 

ГРП – гидроразрыв  пласта; 

ГТМ – геолого-технологические  мероприятия; 

ГДИ – гидродинамические  исследования; 

ГИС – геофизические  исследования скважин; 

ГРЭС – гидро-электро  станция; 

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; 

ДНС – дожимная насосная станции; 

ЦПС – центральный  пункт сбора; 

УПСВ – установки  предварительного сброса воды; 

ЦППН – центральный  пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды;  

УПН – установка  подготовки нефти; 

КПД – коэффициент  полезного действия. 

скв. – скважина; 
 

ВВЕДЕНИЕ 

В настоящее  время в нефтяной промышленности применяют различные виды газосепараторов, которые предназначены для отделения  газа от добываемой из скважины жидкости. Одной из разновидностей таких газосепараторов является газосепаратор сетчатый, расчет которого приведен в данном курсовом проекте. 

Газосепараторы  сетчатые предназначены для окончательной  тонкой очистки природного и попутного  нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато- образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах [6]. 

На Барсуковском месторождении поддерживаются и  соблюдаются и поддерживаются заданные заводские характеристики сетчатых газосепараторов, что позволяет с большой эффективностью очищать газ от добываемой жидкости. 

Эффективность очистки газа – до 99 %. Температура  рабочей среды – от -30 до +100 °С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см3/нм3.  

По индивидуальному  заказу изготавливаются газосепараторы, предназначенные для очистки  газа с более высокой концентрацией  примесей и диаметром до 2400мм [6]. 
 

1.         КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 

Барсуковское  месторождение открыто в 1984 году. По административному положению  месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого  автономного округа Тюменской области. Расстояние до ближайших населенных пунктов по прямой составляет : п. Пурпе - 52 км; п.Тарко-Сале - 110 км; г.Ноябрьск- 157 км; г.Сургут - 358 км ; г.Тюмень – 963 км. Вблизи Тарко-Сале и Пурпе проходит железная дорога Тюмень-Уренгой. Действующий газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк находится в 40 км от месторождения. Развита сеть автомобильных дорог; вдоль железной дороги проходит автомобильная трасса. 

Ближайшими месторождениями  являются: Комсомольское, Губкинское, расположенное в 20 км на северо-восток; Вынгаяхинское - в 43 км на (юго-восток и Восточно-Таркосалинское - в 98 км. северо-восточнее от Барсуковского месторождения. 

В орогидрографическом  отношении месторождение располагается  в междуречье и по берегам реки Пякупур и ее левого притока Пурпе, относящегося к бассейну реки Пур  и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа от +30 м до +98 м. Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякупур и Пурпе. На водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения.  

Реки Пякупур  и Пурпе с многочисленными  притоками - рукавами равнинные, спокойные; средняя скорость течения -0.8 м/сек. Реки не глубокие; глубина их в сухое  летнее время не превышает 0.5 м, а  во время паводков уровень поднимается до 2.5- 5.0 м.  

Для данной территории характерна широкая сеть озер: старичных - в пределах пойм рек и термокарстовых - на водораздельных участках. Глубина  их не превышает 1 метра.  

Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, их позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. 

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течение года . Средние годовые температуры составляют –3 – 4 0С. Абсолютный годовой минимум достигает -50 -60 0С. Зима продолжительная и холодная, лето короткое и теплое. Наибольшее количество осадков выпадает в начале и конце года. Зимой выпадает всего 30-40% от общего количества осадков. Толщина снегового покрова около 1 м. Зимой нередко бывают сильные бури, пурга; скорость ветра достигает 10 - 16 м/сек при средней скорости 2 - 3 м/сек. В зимний период преобладают южные ветры, в летний период - северные. 

Основные запасы пресных подземных вод сосредоточены  в первом гидрогеологическом комплексе  и приурочены к отложениям палеоген-четвертичного  возраста. Исходя из анализа геокриологических  и гидрогеологических условий месторождения выделены три водоносных горизонта: надмерзлотный, межмерзлотный и сквозных таликов. 

В отложениях атлым-новомихайловской свиты надмерзлотный горизонт представлен  двумя песчаными пластами с толщиной от 18 дo 35м. Нижний пласт более мощный и водообильный. Водоносный пласт Тавдинской свиты залегает на глубинах 65 (под руслами рек - 170м.). Толщина водоносных пластов меняется от 5 до 25м. Межмерзлотный водоносный горизонт приурочен к нижней части четвертичных отложений и к отложениям атлым-новомихайловской и тавдинской свит на участках развития современной мерзлоты. Кровлей водоносного горизонта служит подошва слоя современной мерзлоты, залегающей на глубине 25-54м, подошвой - глины тавдинской свиты или кровли реликтового слоя ММП[2]. 
 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

Барсуковское  месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной  эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и  БС12. 

В связи с  доразведкой месторождения, открытием новых залежей и уточнением запасов составлялись дополнительные проектные документы, в частности, технологическая схема разработки Барсуковского месторождения (УкрГИПРОНИИНефть, 1986 г) и дополнительной запиской к ней утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза (протокол № 58 от 10.12.86 г). 

На базе запасов  нефти , утвержденных ГКЗ в 1988 году (протокол № 10510 от 5.10.88 г.), СибНИИНП в 1989 г. составлена очередная дополнительная записка  к техсхеме которая утверждена ЦКР (протокол № 1359 от 01.11.89 г.). 

За период, прошедший  после составления проектных  документов, в порядке проведения авторских надзоров и в оперативном  порядке проведен ряд уточнений  проектных решений. 

СибНИИНП была составлена технологическая схемы  разработки Барсуковского месторождения, утверждена ЦКР (протокол № 1600 от 3.11.93 г.) 

Центральной комиссией  по разработке утверждена технологическая  схема разработки Барсуковского  нефтегазового месторождения (вариант 3). 

Промышленная  нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4 , 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов. 

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа. 

В тектоническом  отношении Барсуковское месторождение  находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями. 

Основными залежами на Барсуковском месторождении считаются  ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14 . 

Самой крупной  на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20. 

Пласт ПК17. Песчаники  пласта ПК17 распространены по всей площади  месторождения. Испытаны как газовая, так и нефтяная части местрождения. Газовая часть залежи испытана в  скважинах : № 447р, 454р, 450р, 446р, 9р. В результате испытания получены фонтаны гзоконденсата дебитами от 82000 до 74500 мЗ/сут[1]. 

Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где  из интервала абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти дебитом 5,3м3/сут при Ндин=370м. По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В южной части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС пласт водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс. отметки 1530м., а нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по материалам ГИС отбивается на абсолютной отметке 1544 м. 

Газонасыщенные  толщины изменяются от 1,3м до 21 м. Нефтенасыщенные - от 1,2 до 7м. 

В пределах принятого  ВНК размеры залежи составляют 13х5 км., высота залежи - 67м[2]. 
 

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ 

3.1 Основные проектные  решения по разработке Барсуковского  месторождения 

В промышленную разработку месторождение введено  в 1987 году. На эти запасы СибНИИНП была составлена «Уточненная технологическая  схема разработки Карамовского месторождения», по которой до настоящего времени ведется разработка месторождения. 

Проектные решения  данного документа следующие: 

-            проектный уровень добычи нефти  – 2665 тыс.т. 

-            проектный уровень добычи жидкости  – 5592 тыс.т. 

-            проектный уровень закачки воды – 5955 тыс.м3 

-            общий фонд скважин – 672 

-            в том числе добывающих –  450  

-            нагнетальных – 192 

-            резервных – 30  

-            фонд скважин для бурения –  202 

-            в том числе: добывающих – 149 

-            нагнетательных – 43  

-            резервных – 30  

-            приёмистость нагнетательной скважины  – 150 м3/сут. 

-            устьевое давление нагнетательных  скважин – 14 Мпа.