diplom Турдалиев. О научно исследовательской работе

• Название: О научно исследовательской работе
• Дата: 18.10.2022
• Размер: 0.92 Mb.
• Имя файла: diplom Турдалиев.docx
• Тип: Отчет; #739149
• страница: 1 из 8

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Казанский (Приволжский) федеральный университет»
Институт геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра высоковязких нефтей и природных битумов
ОТЧЕТ

О НАУЧНО- ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ

«Низкотемпературная сепарация газоконденсатной углеводородной смеси Уренгойского месторождения»

Обучающийся

Турдалиев Жасурбек Хошимжон Угли,

II курс, группа 03 –918 ____________________

(подпись)
Руководитель НИР от КФУ

доцент, к.т.н. Кемалов Р.А. _____________________

(подпись)
Оценка за НИР _____________________ ________________________

(подпись руководителя)

Дата сдачи отчета _____________________

Казань- 2021

Введение

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и оскалну), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород, и углекислый газ. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, так же вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов. Углекислых газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа. Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей.

Подготовка газа осуществляется на промысловых газовых сборных пунктах главным образом методами низкотемпературной сепарации, основанными на однократной конденсации продукции скважин с использованием ингибиторов гидратообразования, а также методами абсорбции и адсорбции с последующей очисткой газа от сероводорода.

Целью данной работы является: изучить метод низкотемпературной сепарации газа.

Задачи:

1. Изучить технологии и оборудование, применяемое в процессах НТС;

2. Рассмотреть параметры, влияющие на процесс НТС;

3. Выявить достоинства и недостатки установки НТС.

1.Теоретическая часть

1.1 Изучить технологии Российские, Западные и оборудование, применяемое в процессах НТС.

Общие сведения по Уренгойскому месторождению

Уренгойское НГКМ находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, Тюменской области (рисунок 1).

Граница полярного круга проходит между ГП-9 и ГП-10. Район мало населен. Ближайшие к г. Новый Уренгой населенные пункты: пос. Тарко-Сале, Старый Уренгой, Ямбург, Тазовск, Коротчаево.

Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 С. Самые холодные месяцы года – декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают от минус 50 до минус 55 С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период – с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц июль. Его средняя температура колеблется от плюс шести до плюс 15 С, а максимальная может достигать плюс 40 С. Среднегодовая температура района от минус семи с половиной до минус восьми с половиной градусов Цельсия. Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и теплыми месяцами составляет 80 С.

Мощность снежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает от одного до двух метров в понижениях рельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм. Большая часть их (70 %) выпадает в летние месяцы. Суровый климат способствует сохранению многолетнемерзлых пород, которые имеют повсеместное распространение. Строение многолетнемерзлых пород (ММП) – от монолитного, на Северо-Уренгойском месторождении – до слоистого – в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 360 до 500 метров. Температура ММП отминус одного до минус пяти градусов Цельсия.


Рисунок 1 – Обзорная карта района работ
Имеются сквозные талики под крупными озерами и в долинах рек. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты.

Все водоснабжение г. Новый Уренгой и локальных водозаборов ГП осуществляется благодаря развитию этих таликов.

Рассматриваемые площади расположены преимущественно на восточном склоне Надым-Пуровского водораздела. Рельеф последнего представляет заболоченную пологохолмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарста и др.)

Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от плюс 18 до плюс 80 метров.

Гидрографическую сеть образуют р. Пур (на востоке района) и ее левые притоки – р. Ево-Яха, Нгарка-Есетояха, Малхой-Яха, Табъяха, Хадуттэ. Судоходна только река Пур.
1.2 Тектоника и стратиграфия

тектоника газ сепаратор месторождение

На балансе ООО «Газпром добыча Уренгой» на 01.01.2010 г. находится четыре месторождения: Уренгойское (сеноман + нижний мел), Северо-Уренгойское (сеноман), Песцовое (нижний мел), Ен-Яхинское (нижний мел). В промышленной разработке находятся два месторождения: Уренгойское (сеноман + нижний мел) и Северо-Уренгойское (сеноман). Подготовлены для промышленной разработки два месторождения: Ен-Яхинское (нижний мел) и Песцовое (нижний мел). Уренгойское месторождение представляет собой меридионально вытянутую структуру протяженностью 210 километров при ширине до 55 километров. Газоконденсатные залежи нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения введены в разработку в 1985 г.

Залежи углеводородов в неокомских отложениях контролируются Уренгойским валом, имеющим размеры 104  20  25 километров при амплитуде 240 метров. В пределах месторождения вал состоит из Северного и Южного куполов с расположенной между ними центральной приподнятой зоной (ЦПЗ).

Основные продуктивные пласты неокомских отложений Уренгойского месторождения приурочены к мегионской и нижнехетской свитам барриас-валанжина. Разрез неокома сложен алевритами и песчаниками с прослоями глин, отличается неоднородным строением.

Геолого-промысловая информация по пробуренным скважинам позволяет уточнить геологическое строение и морфологическую сложность продуктивных пластов БУ8(0), БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ12(2), БУ13, БУ14(1), БУ(2).

Залежь пласта БУ8(0) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Нефтяная оторочка распространена на Северном куполе и на северной вершине ЦПЗ. Зоны максимальных нефтенасыщенных толщин приурочены к западному крылу северной вершины ЦПЗ и периклинальной части купола.

Наибольшая эффективная нефтенасыщенная толщина составляет восемь метров в районе скважин 82, 559. Газонасыщенная толщина изменяется от двух до 20 метров. Максимальное значение газонасыщенной толщины фиксируется на скв. 109.

Уточнение газонефтяного контакта на Северном куполе уменьшило площадь нефтеносности и эффективные нефтенасыщенные толщины, что повлияло на запасы нефти, величина их сократилась в три раза по сравнению с утвержденными ГКЗ. Запасы газа существенно не изменились.

Залежь пласта БУ8 является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Нефтяная оторочка распространена с Северного купола до южной вершины ЦПЗ.

Наиболее эффективная нефтенасыщенная толщина фиксируется на Северном куполе в скв. 69 и составляет 15 метров. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина около восьми метров. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от четырех до 30 метров.

По данным эксплуатационного бурения были уточнены отметки газонефтяного и водонефтяного контактов на восточном крыле Северного купола в районе скв. 582 и 25, что сказалось на сокращении площади нефтеносности и эффективных нефтенасыщенных толщин. Запасы нефти значительно уменьшились по сравнению с принятыми в ГКЗ. Запасы газа изменились незначительно.

Залежь пласта БУ9 является газоконденсатной. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от четырех до 40 метров. Максимальные значения фиксируются на северной вершине ЦПЗ. Уточнение площади газоносности на Южном куполе в районе скважин 206, 138, 35 привело к уменьшению запасов газа на 13 % по сравнению с утвержденными в ГКЗ.

Горизонт БУ10-11 является основным по запасам нефти и наиболее сложным по геологическому строению. Данные эксплуатационного бурения позволили детализировать ранее существующую геологическую модель горизонта БУ10-11 и представить его в виде шести пластов БУ10(1), БУ10(2), БУ10(3), БУ11(1), БУ102), БУ10(3), БУ11(1), БУ11(2), БУ11(3). Все пласты характеризуются значительной неоднородностью строения по разрезу и площади. На южном куполе к этим пластам приурочены две залежи с отличающимися газо- и водонефтяными контактами. Залежи газоконденсатные с нефтяными оторочками кольцевого типа. Первая залежь приурочена к пластам БУ10(1), БУ10(2), БУ10(3), БУ11(1), вторая – к пластам БУ11(2) и БУ11(3). На Северном куполе пласты гидродинамически связаны между собой, так как ВНК и ГНК едины для всех пластов. Для южной вершины ЦПЗ они разобщены глинистым экраном, что наблюдалось и на Южном куполе. Здесь же фиксируется глинизация пласта БУ11(1).

Залежь БУ12(1) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой кольцевого типа на Южном куполе. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет шесть метров. Эффективная газонасыщенная толщина выдержана по всей площади и в среднем составляет 10 метров. Максимальное значение газонасыщенной толщины в районе скважин 134, 1427 составляет около 20 метров.

Залежь пласта БУ12(2) является газоконденсатной и приурочена к Южному куполу и ЦПЗ. Средняя эффективная толщина в районе ЦПЗ составляет четыре целых девять десятых метра, максимальное ее значение равно 10 метрам. На Южном куполе средняя газонасыщенная толщина две целых девять десятых метра.

Запасы газа по залежи пласта БУ12(2) сократились в полтора раза, что вызвано уточнением газожидкостного контакта на западном крыле Южного купола.

Пласт БУ13 развит в песчаных фракциях в пределах юга Центральной приподнятой зоны (ЦПЗ), а также в районе Южного купола. В пределах ЦПЗ залежь пласта БУ13 газоконденсатная, на севере участка выявленная зона глинизации сократила площадь газоносности, что привело к уменьшению запасов газа в два раза. На Южном куполе газоконденсатная залежь пласта БУ13 имеет нефтяную оторочку кольцевого типа.

Пласт БУ14(1) развит в песчаных фракциях в пределах Северного купола, на севере и юге ЦПЗ. На Северном куполе залежь пласта БУ14(1) газоконденсатная, на севере газоконденсатная с нефтяной оторочкой козырькового типа. Уточнение ВНК существенно сократило величину запасов нефти на этом участке. На ЦПЗ залежь пласта БУ14(1) газоконденсатная, запасы газа здесь значительно не изменились.

Залежь пласта БУ14(2) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Запасы газа существенно не изменились, запасы нефти сократились вследствие их перераспределения по площади.

На Южном куполе газоконденсатная залежь пласта БУ14(1+2) считалась единой с тектоническими нарушениями на восточном крыле. Данная геологическая модель пересмотрена и представлена в виде отдельных газоконденсатных залежей БУ14(1) и БУ14(2). Изменение геологической модели пласта БУ14(1+2) привело к сокращению запасов газа. В целом по всем неокомским залежам Уренгойского месторождения запасы газа изменились незначительно по сравнению с утвержденными ГКЗ, а запасы нефти существенно уменьшились в основном за счет уточнения газоконденсатных контактов.