Отчёт по практике. Отчет по практике. Отчет о производственной практике тип практики Технологическая (проектнотехнологическая) практика
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
3. Разработка месторождения предприятием. Программные комплексы для сопровождения разработки месторождения На Береговом месторождении в настоящее время в эксплуатации находятся два объекта: сеноманская газовая залежь (пласт ПК1), разрабатываемая совместно ПАО «Сибнефтегаз» и ЗАО «Геотрансгаз», и газоконденсатные залежи валанжинского комплекса (пласты БТ10 и БТ11), разрабатываемые ЗАО «Геотрансгаз». Разработка месторождения ведется с 1983 года. С начала разработки накопленная добыча газа составила 78,1 млрд. м3, конденсата – 1,3 млн. т. За 2015 год добыча газа составила 11,3 млрд. м3 (в т. ч. из пласта ПК1 -10,5 млрд. м3), добыча конденсата по месторождению – 225,5 тыс. т. Залежи объекта БТ10-11 находятся в разработке с 1999 года. Начиная с 2013 г. ведется полномасштабная разработка объекта после ввода УКПГ на месторождении и вступления в действие договора о подключении к газотранспортной системе ОАО «Газпром». На начальной стадии объект разрабатывался низкими темпами отбора, в разработке находился только пласт БТ11, после 2006 г. введены скважины эксплуатировавшие пласты БТ10 и БТ11 совместно. Разработка ведется на естественном режиме. С начала разработки в эксплуатации объекта перебывало 15 скважин (одна скважина на данный момент в консервации). Пробуренные на объекте скважины имеют наклонно-направленную конструкцию. Совместно пласты БТ10 и БТ11 разрабатываются семью скважинами (№ 261, 262, Р-268, 271, 281, 282, 501), отдельно на пласт БТ10 работает 4 скважин (№ 267, 502, 503, 530), на пласт БТ11 - 3 скважины (№ Р-260, 504, 531). Добыча газа в 2015 году составила 806 млн. м3, конденсата – 225,5 тыс. т. Среднее значение влагосодержания на текущий момент низкое и составляет 6,5 г/м3. Дебиты газа и конденсата в среднем составили 186 тыс. м3/сут и 52 т/сут. соответственно. В последние годы разработки объекта, в связи с наращиванием фонда действующих скважин, при стабильном коэффициенте эксплуатации (0,96-0,97) и поддержании проектных годовых отборов углеводородов, дебиты газа и конденсата снижаются. По состоянию на 01.01.2016 объект находится на этапе постоянной добычи газа, накопленная добыча газа составляет 3,71 млрд. м3, конденсата – 1,3 млн. т. Доля добычи газа и конденсата пласта БТ10 в общей накопленной добыче составляет 64 % (2,38 млрд. м3) и 67 % (865,4 тыс. т) соответственно. Разработка залежей объекта БТ10-11 осуществляется на естественном режиме. Начальное пластовое давление составляет: по пласту БТ10 - 29,7 МПа, по пласту БТ11 - 30,4 МПа. До 2013 г. пластовое давление по пластам изменялось незначительно, в связи с низкими отборами газа. Половина фонда скважин (7 скв.) эксплуатируют пласты БТ10 и БТ11 совместно, по этой причине давление по разрабатываемым залежам за время эксплуатации практически выровнялось. Начиная с 2013 г. при возросших темпах отбора и стабилизации годовых отборов газа среднее пластовое давление по объекту планомерно снижается, достигнув в конце 2015 г. значения 22,6 МПа. По данным на конец года добыча газа и конденсата из валанжинских пластов осуществляется 14 скважинами (скв. № 156, 267, 503, 502, 530 - на пласт БТ10, скв. № 260, 504, 531 - на пласт БТ11, скв. №№ 261, 262, 282, 268, 271, 281, 501 - совместно БТ10 и БТ11). Средние дебиты скважин по газу изменяются от 120,1 тыс. м3/сут (скв. № 531) до 272 тыс. м3/сут (скв. № 261), по конденсату – от 27,1 м3/сут. (скв. № 531) до 75,4 м3/сут. (скв. № 502). Устьевое давление в среднем по скважинам составило 13,3 МПа (скв. № 531) и 14,0 МПа. Высокая устьевая температура на начальных этапах позволяет осуществлять добычу УВ в безгидратном режиме. Для дальнейшего поддержания безгидратного режима добычи газа и конденсата вводится на устье скважин ингибитор гидратообразования – метанол. 4. Техника и технология эксплуатации фонтанных скважин. На месторождении добыча газа и конденсата осуществляется двумя недропользователями ПАО «Сибнефтегаз» и ЗАО Геотрансгаз», в разработке находятся два объекта – газовая залежь пласта ПК1 и газоконденсатные залежи пластов БТ10-11. Объекты ПК19-20 и АТ8-9 в эксплуатацию не введены по причине отсутствия наземной инфраструктуры. Всего на балансе добывающих предприятий числится 114 скважин (83 - ПАО «Сибнефтегаз», 31 - ЗАО «Геотрансгаз»), основная часть скважин относится к пласту ПК1. Фонд скважин месторождения представлен на рисунке 2.  Рисунок 2 - Характеристика фонда скважин месторождения в целом Всего по состоянию на 01.01.2016 на сеноманской залежи числится 78 скважин, в т. ч. 71 - действующая добывающая, 2 скважины ликвидированы, 2 - в консервации, 2 - поглощающие, 1 -наблюдательная. На пластах БТ10, БТ11 Берегового месторождения всего пробурена 21 скважина, в т. ч. 14 числятся в действующем фонде (4 - на пласт БТ10, 3 - на пласт БТ11, 7 - совместно БТ10 и БТ11), в бездействии - 3, в освоении - 2, в консервации - 1, ликвидированные - 1. Фонд скважин на объектах ПК19-20 и АТ8-9 составляет 14 и 3 соответственно, все скважины находятся в бездействии. 5. Средства механизации и автоматизации процесса разработки месторождения. Общая характеристика установки Полное наименование - Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) на Береговом газоконденсатном месторождении. Месторасположение производственного объекта Территория Берегового лицензионного участка расположена в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Площадка УКПГ Берегового ГКМ расположена в центре лицензионного участка. Географически месторождение расположено в 92 км от г. Новый Уренгой и в 23 км от станции Коротчаево. Существующая дорога связывает месторождение с автодорогой Тюмень – Сургут – Уренгой. Ближайшим населенным пунктом является п. Уренгой, расположенный в 30 км к северо-западу от центральной части месторождения. Резко континентальный климат данного района характеризуется преобладанием над территорией континентальных воздушных масс, как летом, так и зимой. Рассматриваемая территория отличается суровой и продолжительной зимой с сильными ветрами и коротким жарким летом. Переходные сезоны короткие, с резкими колебаниями температуры воздуха. Весна и начало лета засушливые. Территория месторождения согласно схеме геокриологического районирования относится к Пуровской области, к подзоне прерывистого распространения многолетнее мерзлых пород. Для данной области характерно массивно-островное и островное расположение мерзлых толщ. Острова мерзлых пород приурочены, в основном, к массивам мерзлых торфяников, а также к участкам густо-сомкнутых лесов на суглинках. Площадь УКПГ Берегового ГКМ (общая площадь в ограждении) составляет 7,01 га. Объекты обустройства предназначены для сбора газоконденсатной смеси со скважин, подготовки газа к транспорту на УКПГ, получения и подготовки к транспорту нестабильного газового конденсата. Суммарная производительность УКПГ по газу составляет 2,13 млрд.м3/год, по подготовленному нестабильному газовому конденсату – 979,4 тыс.т/год. Перечень основных и вспомогательных сооружений технологического назначения, размещённых на УКПГ представлен в таблице 7. Таблица 7 - Основные объекты и узлы УКПГ
Потребность в водных ресурсах На площадке УКПГ источником хозяйственно-питьевого и противопожарного водоснабжения является подземный водозабор с фондом из четырех артезианских скважин. В целях обеспечения санитарно-эпидемиологической надежности водозабора на площадке куста водозаборных скважин проектом предусмотрены зоны санитарной охраны. Расчетный расход воды на хозяйственно-питьевые нужды, в то числе на автоматическое пожаротушение и техническое водоснабжение составляет 187,38 м3/час (из них на хозяйственно питьевые нужды – 1,61 м3/час, производственные нужды – 113,77, пополнение противопожарного запаса воды – 72 м3/час). Потребность в электроэнергии В связи со значительной удаленностью месторождения от существующих электрических сетей, электроснабжение потребителей объектов обустройства Берегового ГКМ предусмотрено от автономной электростанции собственных нужд с суммарной установленной мощностью 8,4 МВт (4 х 2,1 МВт) и выходным напряжением 10,5 кВ. В качестве резервного источника питания предусмотрена аварийная дизельная электростанция (АДЭС) мощностью 1,0 МВт. Потребность в азоте Обеспечение объекта азотом осуществляется азотной станцией. Газообразный азот используется при хранении метанола в наземных емкостях, а также для продувки и дегазации оборудования и технологических трубопроводов при проведении монтажных, пусконаладочных и ремонтных работ. Максимальная потребность установки в азоте для создания «азотной подушки» составляет 2,5 м3/час. Для создания запаса азота на объекте предусмотрены три ресивера азота объемом 10 м3 каждый. 5.1 Система сбора продукции Район обустройства месторождения характеризуется сложными инженерно-геологическими и гидрологическими условиями. С целью экономии средств на строительство и улучшения эксплуатации скважины объединены в кусты. По системе внутрипромыслового сбора газ транспортируется от кустов скважин на УКПГ. На метанолопроводах предусматривается установка секущих задвижек на переходах всех водотоков. В системе сбора газа низкого давления арматура принята на Ру 12,0 МПа, для газосбора высокого давления – 16,0 МПа Низконапорный газ подаётся со скважин эксплуатирующих пласты ПК1, ПК9-17. Высоконапорный газ подаётся со скважин эксплуатирующих пласты ПК19-20,БТ0-11. Испытание трубопроводов системы газосбора принято: - предварительное (гидравлическое незамерзающей жидкостью); - окончательное (пневматическое). В соответствии с СП 34-116-97 газосборные шлейфы кустов отнесены к III классу и III категории (рабочее давление в шлейфах 12,0-16,0 МПа), метанолопроводы относятся к I классу и II категории (рабочее давление в метанолопроводах 12,0-16,0 МПа). При рассмотрении основных технических решений приняты к разработке проекта обустройства следующий вариант: - по обвязке скважин комбинированный вариант: замер дебита скважин осуществляется замерным устройством на каждой выкидной линии, замер давления и температуры дистанционный на каждой выкидной линии, подача метанола на каждую скважину через индивидуальные блоки дозирования подачи ингибитора. - по системе сбора газа с кустов газовых скважин – коллекторно-лучевая система. Ниже на рисунке 3 приведена схема газосбора, существующих и планируемых объектов обустройства.  Рисунок 3 - Газосборная система Берегового ГКМ (существующая и проектная) Продукция газоконденсатных скважин от кустов по системе газосбора под собственным давлением поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Применяется коллекторно-лучевая система сбора газа. Для предупреждения гидратообразования в системе сбора газа предусмотрена система централизованной подачи метанола по метанолопроводам диаметром 57 мм, которые прокладываются параллельно шлейфам, подключающим кусты скважин к производственной площадке (ПП) и УКПГ. Для трубопроводов по сбору газа от кустов скважин до УКПГ предусмотрены стальные бесшовные трубы диаметрами 100, 200, 250 и 300 мм. Трубы приняты с учетом рабочего давления в системе. Параметры шлейфовых трубопроводов приведены в таблице 8. Таблица 8 – Параметры шлейфовых трубопроводов месторождения
В качестве исходной информации для подбора оптимальных диаметров трубопроводов системы сбора служат показатели разработки (устьевые давления и дебиты по скважинам) и параметры системы сбора. Перепад давления от устья до входа УКПГ не должен превышать 15%, а скорость газа должна обеспечивать вынос свободной жидкости, образующейся при транспорте и должна находиться в пределах от 2 до 25 м/с. Основными критериями оптимальности при выборе трасс трубопроводов являются приведенные затраты, категории местности, методы производства строительно-монтажных работ. Учитывая опыт проектирования, строительства и эксплуатации газонефтепроводов в аналогичных условиях (область преимущественного островного распространения ММП), принята подземная прокладка. В зависимости от обводненности участков предусматривается балластировка трубопроводов. Метанолопроводы прокладываются в одной траншее с газопроводами. Насосная подачи метанола предусматривается в составе УКПГ. 5.2 Подготовка газа Технологический процесс комплексной подготовки газа заключается в механической очистке, осушке газа для обеспечения дальнейшей подачи в газотранспортную систему РАО «Газпром». Газ от кустов скважин по трубопроводам под собственным давлением подается на УКПГ. Подготовку газа к транспорту целесообразно вести методом низкотемпературной сепарации (НТС) в соответствии с ОСТ 51.40-93. Применение схемы НТС наиболее эффективно, так как позволяет обеспечить не только высокую степень извлечения тяжелых углеводородных фракций С5+, но и является технически и технологически более простым по сравнению с другими способами подготовки продукции газоконденсатных скважин. Суть метода заключается в глубоком охлаждении газа при дросселировании, в результате чего сконденсировавшаяся влага (конденсат газа и вода) отделяется от осушенного газового потока, который подается в газопровод внешнего транспорта. Для подготовки газа рекомендуется применить схему двухступенчатой сепарации газа. Режим работы ступеней сепарации представлен в таблице 9. Таблица 9 – Режим работы ступеней сепарации блока НТС
В состав технологической нитки (модуля) входят: сепаратор первой ступени С-1, узел эжектирования Эж-1, низкотемпературный сепаратор НТС, он же и низкотемпературный фазный делитель, разделитель трехфазный Р-1, теплообменник «жидкость-газ» Т-1, теплообменник «газ-газ» Т-2, емкость конечной дегазации БЕ-1, насосное оборудование подачи конденсата и рецеркуляции ВМР. Также на площадке УКПГ размещаются запорно-переключающая арматура ЗПА. Принципиальная технологическая схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации (НТС) представлена на рисунке 4.   Рисунок 4 - Принципиальная технологическая схема подготовки газа методом низкотемпературной сепарации (НТС) Добываемый пластовый флюид по системе шлейфов с кустов скважин поступает на вход УКПГ, на узел ЗПА, далее распределяется по технологическим ниткам, попадает во входной сепаратор С-1, где разделяется на фазы при температуре порядка 18 оС. Далее газ поступает на вход в теплообменник «жидкость-газ» Т-1, теплообменник «газ-газ» Т-2, где предварительно охлаждается за счет рекуперации холодным газом и конденсатом из сепаратора НТС. После рекуперации газ подается на вход узла эжектирования в качестве газа высокого давления (ГВД). На вход газа низкого давления (ГНД) в эжектор подается газ выветривания из выветривателя БЕ-1, на Эж-1 в ГВД эжектируется ГНД, а также за счет эффекта Джоуля-Томпсона происходит резкое охлаждение смеси газов до температуры минус 30 оС. Далее газ поступает в низкотемпературный разделитель где отделяется сжиженный газ, легкий нестабильный конденсат и водо-метанольный раствор высокой концентрации. Для предупреждения гидратообразования в обвязке оборудования модулей предусматривается подача насыщенного метанола во входной поток газа и метанола перед теплообменниками. Также используется водо-метанольный раствор (ВМР) высокой концентрации из сепаратора НТС. Из сепаратора первой ступени сепарации С-1 помимо газа выходит жидкая фаза - смесь тяжелого конденсата, ВМР. Под давлением 7,8 МПа она поступает в разделитель Р-1, где происходят его частичное дегазирование и разделение газового конденсата и ВМР. Конденсационная вода из разделителя Р-1 направляется в начальный период эксплуатации на сжигание на горизонтальной факельной установке (ГФУ), при дальнейшей эксплуатации – закачивается в пласт. Углеводородный конденсат с разделителя Р-1 смешивается с легким конденсатом с НТС, а затем окончательно дегазируется в выветривателе БЕ-1 при давлении 2,84 МПа, газ выветривания частично используется на собственные технические нужды промысла (СТН), а остальная его часть эжектируется в качестве пассивного газа на Эж-1. Для обеспечения транспорта товарного газа до МГ необходимо его охладить до температуры минус 2 оС, для этого используется станция охлаждения газа СОГ с применением ТДА. |