Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

(ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра Нефтегазовое дело

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Скважинная добыча и подземное хранение газа»

Тема: «Добыча и подготовка газа на месторождении проекта Сахалин -1»

Разработал:

Ярушин Д.И.

Руководитель:

Торопов Е.С.

г. Ноябрьск 2016 г



Содержание

Введение

1. Географическое положение

1.1 Природно-климатические условия

2. Геологическое строение

3. Физико-химические свойства газа

4. Газовые скважины (Общие требования)

4.1 Подземное оборудование ствола газовой скважины

5. Система сбора и подготовки газа

5.1 Требования к товарному газу

5.2 Основные технологические операции по подготовки газа

6. Расчетная часть

Заключение

Список использованной литературы

Аннотация

Обозначение и сокращение



Введение

Проект «Сахалин-1», оператором которого является «Эксон Нефтегаз Лимитед»-- один из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями и прекрасный пример применения передовых технологических решений, необходимых нефтегазовой отрасли для удовлетворения растущего спроса на энергоносители. За годы реализации этот многомиллиардный проект продемонстрировал выдающиеся показатели эксплуатации, охраны окружающей среды и техники безопасности, а так же принес многочисленные выгоды России и ее населению.

Проект «Сахалин-1» включает в себя освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Постадийный подход к освоению запасов позволяет использовать полученный опыт, накопленные знания и усовершенствованные технологии. Объем извлекаемых запасов оценивается в 485 млрд куб. м природного газа.

Оператор проекта «Сахалин-1»- ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке -- ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России: на начало 2006 консорциум израсходовал более 4,5 млрд долл. США.



1. Географическое положение

Сахалинская область - единственный субъект Российской Федерации, расположенный на островах, омываемых водами холодного Охотского и теплого Японского морей, а также Тихого океана.

Территория области общей площадью 87,1 тысячи квадратных километров включает остров Сахалин, с прилегающими островами Уш, Монерон и Тюлений, а также Курильский архипелаг в составе Большой и Малой Курильской гряды.

По проливам Лаперуза, Кунаширскому, Измены и Советскому проходит государственная граница Российской Федерации с Японией.

Сахалин - один из крупнейших островов России, протянулся с юга на север на 948 километров. Из космоса он похож своими очертаниями на рыбу, «чешуей» которой служат многочисленные реки и озера.

От материка Сахалин отделен Татарским проливом, ширина которого в самом узком месте, между мысами Погиби и Лазарева, чуть более 7 километров.

Берега Сахалина слабо изрезаны, крупные заливы имеются только в южной и средней частях острова. Для восточных окраин характерны выровненная береговая линия и многочисленные лощины, образующиеся в устьях впадающих в море рек.

Курильский архипелаг простерся на 1200 километров с севера на юг, между Камчаткой и Хоккайдой.

Глубокие проливы Буссоль и Крузенштерна разделяют Курильские острова на 2 группы, образующие Большую Курильскую гряду: о. Атласова, о. Шумшу, о. Парамушир, о-ва Чайкины, о. Черный, о.

Кит, о. Птенец, о. Барьерный, о. Дым, о-ов Птичьи (Братья), о. Базарный, о. Маканруши, о. Анциферова, о. Онекотан, о. Зубчик, о. Харимкотан, о. Мимо, о. Экарма, о. Шиашкотан, о-ов Дробные, о. Бобровый, о. Чиринкотан, о. Матуа, о. Топорковый, о. Райкоке, о. Расшуа, о. Темный, о. Карлик, о-ов Среднего, о-ов Ушишир, о. Кетой, о. Симушир, о. Ревучий, о. Броутона, о-ов Черные Братья, о. Уруп, о. Петушкова, о. Кувшин, о. Краб, о. Чайка, о. Хива, о-ов Близнецы, о-ов Таира, о. Итуруп, о. Славный, о. Шлем, о. Средний, о. Ноторо, о. Хатцио, о. Горб, о. Бетен, о. Одинокий, о. Камень-Лев, о. Кунашир, о. Пико, о. Рогачева, о. Мористый, о. Гайнутдинова, о. Близкий, включая территории всех мелких островов, скал, камней и отмелей, расположенных вокруг перечисленных островов; и Малую Курильскую гряду: о. Шикотан, о. Средний, о. Дальний, о. Грига, о. Девятый Вал, о. Айвазовского, о. Полонского, о-ов Осколки, о-ов Шишки, о-ов Лисьи, о. Зеленый, о. Танфильева, о. Сигнальный, о. Рифовый, о. Сторожевой, о. Юрий, о-ов Демина, о. Анучина, включая территории всех мелких островов, скал, камней и отмелей, расположенных вокруг перечисленных островов.

Поверхность Сахалина весьма гориста. Большая часть его территории -- это средневысотные горы, особенностью которых является их меридиональная ориентированность.

В восточной части острова расположены Восточно-Сахалинские горы, протянувшиеся от низовьев реки Тымь до полуострова Терпения, с наивысшей вершиной Сахалина - горой Лопатина (1609 метров). Они состоят в основном из двух горных хребтов - Набильского и Центрального.

Западная часть острова занята менее высокими Западно-Сахалинскими горами (наивысшая точка - гора Возвращения, 1325 метров), которые протягиваются от мыса Крильон до реки Хунмакта (Камышовый и Южно-Камышовый хребты и их отроги).

На юге Сахалина расположены Сусунайский и Тонино-Анивский хребты.

Горные сооружения острова разделяются низменностями (Тымь-Поронайская, Сусунайская, Муравьевская), часто заболоченными и прорезанными многочисленными реками.

Северная часть Сахалина занята Северо-Сахалинской центральной равниной и прибрежными низменностями на западе и востоке, отделенными от равнины двумя относительно невысокими (до 600 метров) хребтами, состоящими из останцовых гор.

1.1 Природно-климатические условия

Большая протяженность территории Сахалинской области предопределяет существенное разнообразие климатических условий.

Климат острова Сахалин формируется под влиянием муссонов умеренных широт, системы морских течений и особенностями рельефа и отличается холодной сухой зимой и теплым влажным летом.

Степень благоприятности климатических условий для хозяйственного освоения и проживания населения увеличивается по мере продвижения с севера на юг и с запада на восток острова.

Для Курильских островов зимой характерны интенсивные осадки и метели, особенно снежные заряды, сильно ухудшающие видимость. Летом - юго-восточные и южные течения с Тихого океана обуславливают более спокойную погоду с большой повторяемостью туманов (120-160 дней в год).

Продолжительность солнечного сияния в среднем за год колеблется по территории Сахалина от 1800-1900 часов - на юге, до 1500-1600 часов - на севере острова. Продолжительность солнечного сияния на Южных Курилах составляет 1500-1600 часов, на Северных Курилах - 1000-1200 часов. Продолжительность благоприятного периода летом составляет по острову от менее 10 дней на севере, до 40 дней на юге.

Продолжительность дискомфортного периода зимой уменьшается по острову с 50 дней на севере, до менее 10 дней на западном побережье.

Территория Севера Сахалина и Курильские острова отнесены к районам Крайнего Севера, остальная территория Сахалина - к районам, приравненным к районам Крайнего Севера.



2. Геологическое строение

В геологическом отношении о. Сахалин входит в состав Сахалино-Хоккайдской складчатой системы, протягивающейся от восточного окончания Сихотэ-Алиня на севере до бассейна Японского моря на юге. В строении Сахалино-Хоккайдской складчатой системы выделяется три мегазоны: Западная, Центральная шовная и Восточная. Западная мегазона представляет собой преддуговый прогиб и включает в себя Татарский пролив, а Западно-Сахалинские цепи, продолжающиеся на юг к острову Хоккайдо. Прогиб выполнен более чем 10-километровой терригенной толщей морского происхождения верхов нижнего мела-кайнозоя, залегающей на юрско-нежнемеловой серии базальтоидно-кремнистых пород. Отложения были дислоцированы в конце плиоцена, при этом прогиб испытал инверсию с образованием Западно-Сахалинского антиклинория.

Центральная шовная мегазона изучена на острове Хоккайдо, где она представлена триасово-юрскими офиолитами, нижнемеловыми голубыми сланцами и среднемеловыми олистостромами и турбидитами в составе древнего аккреционного комплекса.

Восточная мегазона представляет собой островодужный комплекс, сложенный юрско-меловыми вулканогенными образованиями, которые вверх по разрезу сменяются граувакками. В палеогене Центральная и Восточная мегазоны испытали поднятие, а отдельные их участки были втянуты в опускание. Наиболее интенсивно опускания проявились в северной части о. Сахалин, где в древней авандельте Амура накопилось 7,5 км неогеновой молласы. Она выполняет Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн, находящий свое продолжение на восточном шельфе острова.

В тектоническом отношении в строении Сахалина выделяется три структурных этажа: нижний - палеозойско-доверхнемеловой, средний - верхнемеловой и верхний - кайнозойский. Промышленно нефтегазоносными являются отложения неогена (верхний структурный этаж). Они сложены песчано-глинистыми породами, содержащими более 20 песчаных пластов. Для них характерно сложное совместное залегание нефти и газа, либо в виде нефтяных залежей с газовыми шапками, либо в виде газовых с нефтяными оторочками. С глубиной отмечается нарастание газоносности.

Первые официальные сведения о залежах УВ на Сахалине появились в 1880 году. На сегодняшний день на острове и прилегающем шельфе открыто более 69 месторождений УВ (в том числе 11 -- нефтяных, 17 - газовых, 6-- газоконденсатных, 14-- газонефтяных, 9 -- нефтегазовых и 12 -- нефтегазоконденсатных) и около 500 залежей. Практически все месторождения нефти и газа Сахалина открыты в его северо-восточной части, где они приурочены к брахиантиклинальным складкам Восточной мегазоны. Складки характеризуются ассиметричным строением с крутыми восточными крыльями и пологими западными крыльями, и имеют небольшие размеры (макс. 7х3км). Складки, вмещающие нефтегазовые залежи, сопряжены с крупными правосдвиговыми зонами меридионального простирания.

Преимущественно все нефтегазовые залежи о. Сахалин многопластовые, что в значительной мере определяется интенсивностью тектонических нарушений. Большая часть залежей являются тектонически экранированными и сводовыми.



3. Физико-химические свойства газа

Природные газы - это газы, содержащиеся в недрах Земли, а также газы земной атмосферы. Они частично растворены в подземных и наземных водах и нефтях, сорбированы углями и некоторыми глинистыми породами. Природные газы выделяются из недр Земли при вулканической деятельности по тектоническим трещинам, связанным с газоносными пластами, выносятся минеральными источниками. Их можно подразделить на газы биохимические, вулканические, метаморфические, воздушного и химического происхождения, газы радиоактивных и термоядерных процессов.

Биохимические газы - продукты жизнедеятельности бактерий. Они возникают при превращениях органических веществ, восстановлении сульфатов или других минеральных солей. В результате таких процессов могут образовываться СН 4, С 2 Н 6, Н 2, Н 2 S, СО 2, N 2.

Вулканические газы выделяются из недр Земли при извержениях. Они растворены в расплавленной магме, а также образуются в процессе действия паров воды при высоких температурах на вещества магмы и контактных с магмой пород.

Метаморфические газы образуются при превращениях ископаемых углей и других горных пород под действием теплоты и давления; содержат СН 4, СО 2, Н 2, различные углеводороды, Н 2 S, СО и др.

Воздушные газы - газы атмосферы и газы, находящиеся в недрах Земли. Сухой атмосферный воздух у поверхности Земли состоит из N 2 (78,09 об. %), O 2 (20,95 об. %), а также небольших количеств Ar, CO 2, Ne, He, Kr, H 2, N 2 O.

Важным источником газов атмосферы служат вулканические извержения, процессы «дыхания Земли» (микрогазовые выделения), радиоактивный распад и др. Наиболее легкие газы (например гелий) не накапливаются в атмосфере. и уходят в мировое пространство. Промышленная деятельность человека также оказывает влияние на состав атмосферы. Газы, находящиеся в недрах Земли, состоят из N 2 и инертных газов; свободный кислород в них отсутствует.

Газы химического происхождения возникают при химическом взаимодействии между газообразными веществами, водными растворами и горными породами как при нормальных условиях, так и при повышенных температурах и давлениях, наблюдающихся на разных глубинах земной коры. При этом могут образовываться Н 2, СО, СО 2, H 2 S, N 2, а также СН 4 и другие углеводороды.

В результате радиоактивных процессов и термоядерных реакций образуются гелий, аргон, ксенон и другие газы.

К природным газам относятся также горючие газы, скопляющиеся в породах-коллекторах в виде самостоятельных газовых залежей или же сопутствующие нефтяным залежам, и горючие газы, заключенные в угольных пластах.

Происхождение природных горючих газов обусловлено биохимическим разложением органического вещества и дальнейшим метаморфизмом последнего под воздействием геохимических факторов. Кроме того, горючие газы образуются при взаимодействии паров воды с карбидами металлов, а также СО и Н 2.

Наибольшее значение имеет природный газ из газоносных пластов - одно из основных горючих ископаемых, занимающее ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырье для химической промышленности. Более чем на 90% он состоит из углеводородов, главным образом метана СН 4. Содержит и более тяжелые

углеводороды - этан, пропан, бутан, а также меркаптаны и сероводород(обычно эти примеси вредны), азот и углекислый газ (они в принципе бесполезны, но и не вредны), пары воды, полезные примеси гелия и других инертных газов.

В ископаемом природном газе содержатся углеводороды с низкой молекулярной массой. Он имеет приблизительно такой состав (по объему): 80-98% метана, 2-3% его ближайших гомологов - этана, пропана, бутана и небольшое количество примесей - сероводорода, азота, благородных газов, оксида углерода и водяного пара.

Основным газом самостоятельных газовых залежей и угольных пластов является метан. В газах, сопутствующих нефти, кроме метана, содержатся значительные количества его гомологов.

Теплота сгорания сухого природного газа 33,52-35,61 МДж/м 3 (8000-8500 ккал/м 3).

По способу добычи природные горючие газы разделяются на собственно природные газы, добываемые из чисто газовых месторождений, практически не содержащих нефти; попутные газы, растворенные в нефти и добываемые вместе с нею, и газы газоконденсатных месторождений, находящиеся в пластах под давлением и содержащие (в результате так называемого «обратного» испарения) керосиновые, а иногда и соляровые фракции нефти. Собственно природные газы и газы газоконденсатных месторождений выходят на поверхность Земли под значительным давлением (50-100 aт); попутные газы выделяются из нефти в сепараторах под небольшим избыточным давлением либо при разрежении. Природные и попутные газы в основном состоят из алканов, незначительного количества цикланов и ароматических углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также содержат следы гелия и водорода. Кроме того, иногда в газах содержатся Н 2 S, меркаптаны и СО 2. По составу природные горючие газы иногда разделяют на сухие и жирные. К жирным относятся газы, содержащие

50-100 и более г/м 3 углеводородов. Собственно природные газы обычно относятся к сухим газам, попутные и газоконденсатные - к жирным.

Почти все природные горючие газы совсем не имеют запаха или имеют весьма слабый запах, по которому их сложно распознать. Вследствие этого трудно своевременно обнаружить присутствие газа в помещениях и принять меры по предотвращению накопления газа, избежав пожаров, взрывов и отравлений.

Для того, чтобы можно было своевременно обнаружить газ, не имеющий собственного специфического запаха, ему искусственно придают запах, т.е. одоризируют. Вещества, применяемые для искусственной одоризации газа, называются одорантами, а аппараты, в которых происходит одоризация, - одоризаторами.

Применяемые для одоризации газа вещества должны отвечать ряду требований, основные из которых следующие: запах одоранта должен быть резким и специфическим, то есть отличаться от иных запахов жилых и других помещений; одоранты и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными и не действовать на газопроводы, приборы и обстановку помещений; одорант должен быть недефицитным.

В качестве одорантов наибольшее распространение получили органические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфиды), применяемые как в виде индивидуальных химических веществ (например этилмеркаптан), так и в виде технических промышленных продуктов, содержащих указанные сернистые органические соединения (колодорант, пенталарм, каптан и др.).

Норма удельного расхода применяемого одоранта зависит как от его природы, так и от состава и свойств одорируемого газа, а также от климатических условий.

Характерной особенностью состава нефтяных попутных газов является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих из них присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы - Не, Аr.

Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры («ловушках»), где физические и геологические условия благоприятствуют их длительному сохранению.

Любой газ обладает способностью в той или иной степени растворяться в жидкости. На количество растворенного газа влияют его свойства, природа жидкости и внешние условия (давление, температура).

Образовавшиеся одновременно с нефтью и залегающие вместе с ней углеводородные газы находятся в растворенном виде, образуя нефтегазовые пласты. Так как температура в залежи нефти изменяется мало, то количество растворенных в нефти газов зависит в основном от их свойств и давления в пласте. Растворимость газообразных углеводородов в нефти повышается с увеличением молекулярной массы газа. Различная растворимость углеводородных газов приводит к тому, что в естественных условиях, когда нефть и газ заключены в одном подземном резервуаре, газы объединяются за счет почти полного растворения в нефти при высоких давлениях более тяжелых углеводородов. Поэтому в подземном резервуаре, в котором нефть залегает вместе с газом, часть углеводородных газов (более тяжелых) будет находиться в растворенном виде, а часть (главным образом более легкая: метан, этан) будет располагаться над нефтью, образуя так называемую газовую шапку.

При вскрытии пласта путем бурения скважины вначале начнет фонтанировать газ газовой шапки, а затем уже вследствие падения давления будет выделяться газ из раствора (нефти). Сначала появятся газы, обладающие наименьшей растворимостью, а при значительном снижении давления начнут выделяться газы с максимальной растворимостью.

Некоторая часть этих газов выделяется из нефти только после выхода ее на поверхность. Газовая шапка является составной частью нефтяной

залежи, которая эксплуатируется с учетом максимального использования пластовой энергии газа (его давления) для фонтанной добычи нефти. Иными словами, газовые шапки газонефтяных месторождений не являются самостоятельными объектами добычи газа.

В практике сжиженными углеводородными газами называют углеводороды, которые в чистом виде или в виде смесей при небольшом повышении давления и температуре окружающей среды переходят в жидкое состояние. К таким углеводородам относятся пропан С 3 Н 8, бутан С 4 Н 10 (изобутан и н-бутан), пропилен С 3 Н 6, бутилен С 4 Н 8. Иногда газы называют «жидкими».

Пропан СН 3 СН 2 СН 3 - это бесцветный, горючий, не имеющий запаха газ с молекулярным весом 44,068. Температура плавления пропана составляет 187,69°С, температура кипения - 42,07°С, температура воспламенения - 465°С; пределы взрываемости в смеси с воздухом 2,1 - 9,5 об. %, теплота сгорания газа до жидкой воды и СО 2 - 120,34 ккал/кг (25°С); ДН 293 - 24,820 ккал/моль (25°С), теплоемкость С р о - 17,57 кал/град·моль. Пропан содержится в природных газах, в попутных газах нефтедобычи и нефтепереработки, например в газах каталитического крекинга, в коксовых газах, газах синтеза углеводородов из СО и Н 2 по Фишеру-Тропшу. Из промышленных газов пропан выделяют ректификацией под давлением, низкотемпературной абсорбцией в растворителях под давлением, адсорбцией активным углем, молекулярными ситами.

Пропан нашел применение в качестве растворителя для депарафинизации и деасфальтирования нефтепродуктов, в процессах полимеризации виниловых эфиров и для экстракции жиров. Пропан применяют также для получения сажи; совместно с кислородом для резки металла. В смеси с бутаном в баллонах пропан широко используется как бытовой газ и как бездымное горючее для автомобилей.

Бутаны - газообразные насыщенные углеводороды С 4 Н 10, без цвета и запаха, молекулярный вес 58,52. Известны 2 изомера: н бутан СН 3 (СН 2)СН 3 и изобутан (СН 3) 2 СНСН 3. Бутаны содержатся в нефтяных газах.

В последнее время стали сжижать метан, этан и этилен. Их сжижение, хранение и транспортировка осуществляются обычно под давлением, близким к атмосферному, но при отрицательных температурах (от - 161 до - 90°С).

Переход сжиженных углеводородных газов в газообразное или жидкое состояние зависит от давления, температуры, объема и состава. Сжиженный пропан может быть использован в температурном интервале от -35 до +45°С, а бутан в условиях с естественным испарением не может применяться при температуре ниже 0°С.

При работе со сжиженными нефтяными газами надо учитывать следующее: пары сжиженного газа тяжелее воздуха; смесь паров сжиженных углеводородных газов с воздухом взрывоопасна. Пределы взрываемости для пропана: нижний - 2%, верхний - 9,5%, для бутана: нижний - 1,8% и верхний - 8,5%. Если содержание паров пропана или бутана в воздухе выше верхнего предела, то при поднесении открытого пламени газовоздушная смесь загорается, газ сгорает и, подходя к верхнему пределу, взрывается; при хранении сжиженных углеводородных газов в открытых сосудах газ испаряется, образуя с воздухом взрывоопасную смесь даже при условии, что температура воздуха несколько ниже температуры кипения жидкости.

В настоящее время газ является одним из основных видов топлива и химического сырья для ряда важнейших отраслей промышленности. Применение газа приводит к улучшению качества выпускаемой продукции, росту производительности труда, снижению себестоимости, повышению культуры производства, облегчению условий труда. Большие выгоды и удобства от использования газа на бытовые нужды получает население. За последние годы резко увеличилось применение сжиженных углеводородных газов для отопления бытовых и коммунальных помещений, сушки, резки и сварки металлов, в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания, автомобилей, тракторов, автопогрузчиков и легковых автомашин. Огромное значение имеет использование газов в сельском хозяйстве для сушки зерна, табака, травы и др.



4. Газовые скважины (Общие требования)

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных условиях. Давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, темпера-тура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 1000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капи- тальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60-80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий расположения месторождений. Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем. Причём, в отличие от нефтяных скважин, обсадные трубы в газовых скважинах цементируются до устья в связи с необходимостью большей герметизации заколонного пространства.

Выбор конструкции добывающей газовой скважины зависит от: пластового давления; геологических условий бурения; глубины пласта; физических свойств пласта и флюида; технологических условий эксплуатации скважины; экономической целесообразности.

Малая вязкость газа вызывает необходимость применять особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин.

Например, применение резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапециевидной формой поперечного сечения. Применяется резьба с тефлоновым уплотнением в виде колец или фторопластовая уплотнительная лента.



4.1 Подземное оборудование ствола газовой скважины

Подземное оборудование ствола газовой скважины позволяет осуществлять: защиту скважины от открытого фонтанирования; освоение, исследование и остановку скважины без задавки её жидкостью; воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока к скважине; эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Для надёжной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна НКТ; ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя: забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разобщитель колонны НКТ; хвостовик.

1-пакер эксплуатационный; 2-циркулярный клапан; 3-ниппель; 4-забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5-разобщитель колонны НКТ;

С момента начала разбуривания продуктивного пласта начинаются заключительные операции по строительству скважины, которые называют заканчиванием скважины. Заканчивание скважины является наиболее ответственным этапом её строительства, т. к. качество заканчивания целиком определяет качество конечного продукта - дорогостоящей скважины, хотя затраты на заканчивание глубокой скважины в проекте на строительство занимают незначительную часть от общей стоимости. Тщательный выбор технологии заключительных операций, предотвращающих загрязнение призабойной зоны, часто позволяет исключить необходимость последующих длительных работ по воздействию на призабойную зону с целью получения планируемых отборов из скважин.



5. Система сбора и подготовки газа

Добываемые из газовых месторождений природные газы содержат наряду с углеводородами азот, углекислоту, сероводород, гелий, аргон, пары воды, капельную пресную и минерализованную воду, а также механические примеси -- частицы породы и тампонажного цемента. Нередко с газом длительное время выносятся из пласта ингредиенты бурового раствора, проникшего в коллектор в процессе бурения скважины. Требования, предъявляемые к качеству природного газа, зависят от его назначения.

Природный газ, поступающий в ЕСГ, должен содержать не более 2 г сероводорода на 100 м3 (при стандартных условиях) . Точка росы должна быть ниже температуры в газопроводе. Наиболее детально разработаны нормы содержания в природном газе паров воды. Согласно отраслевым стандартам, природный газ надо осушать в зависимости от времени года, климатического пояса, в котором проложен газопровод, и максимального давления в нем. Ниже приведены основные требования к степени осушки природного газа.

Выбор системы сбора зависит от запасов и состава газа, от формы залежи, размещения и продуктивности скважин, пластового давления и многих других факторов. При выборе системы сбора и подготовки газа следует учитывать также, что со временем давление в залежи будет снижаться, состав газа и конденсата изменяться, а отбор газа из залежи постепенно нарастать и в разработку будут вводиться новые пласты. Поэтому на газовых промыслах не встречается одинаковых систем сбора, однако разработаны системы сбора и подготовки газа, типичные для определенных условий .

Существуют следующие системы сбора газа: линейная, лучевая, кольцевая, групповая (рис 4.1).

Линейная система применяется на вытянутых газовых месторождениях, не имеющих большого народнохозяйственного значения. Ее достоинство -- простота и небольшие капитальные затраты. К недостаткам можно отнести неудобство обслуживания и применения устройств автоматического регулирования, трудности индивидуальной регулировки работы скважин, малую надежность системы.

Лучевая система предполагает подключение скважин к газосборному пункту по индивидуальным шлейфам. Основное ее достоинство по сравнению с другими системами -- надежность, удобство регулировки режима скважин, возможность автоматизации. Лучевые системы типичны для небольших газовых месторождений, приуроченных к брахиантиклинальным складкам.

При линейной и кольцевой системах сбора газа, обычно предусматривают установку около скважины сепараторов, метанольных емкостей, расходомеров. Обслуживание их вызывает большие затруднения, особенно в условиях заболоченной местности и сурового климата.

Многих из этих недостатков лишена групповая система. В этой системе газ и конденсат из скважин по индивидуальным шлейфам поступают на пункты промыслового сбора газа (ППСГ) или установки комплексной подготовки газа (УКПГ), где происходит очистка и частичная осушка газа, регулировка расхода, учет добываемой продукции.

К основным достоинствам этой системы относятся независимость контроля и регулировки работы отдельных скважин, возможность полной автоматизации процессов, высокая надежность работы установок, относительно простое решение проблемы борьбы с гидратами. При групповой системе значительно упрощаются промышленная канализация, тепло и энергоснабжение, ремонт оборудования, ревизия его состояния, облегчаются организация строительных и монтажных работ и их индустриализация.

Эти преимущества способствовали тому, что, несмотря на несколько повышенные по сравнению с более простыми системами капитальные вложения, групповая система сбора и подготовки газа получила наибольшее развитие на современных газовых и газоконденсатных промыслах.

К одному газосборному пункту (ГП) или (УКПГ) подключаются от 10 до 30 скважин. Число (ГП) зависит от размеров залежи, обычно оно составляет 5-10, но может достигать 20-25.

По месту подготовки газа к транспорту различают централизованную и децентрализованную системы. При централизованной системе на отдельных (ГП), (ППСГ) предусматривается частичная подготовка газа. До окончательной кондиции газ доводится на центральном пункте сбора и подготовки, обычно расположенном в начале магистрального газопровода, называемом головным сооружением. При децентрализованной системе подготовки предполагается окончательная подготовка газа на каждом газосборном пункте (УКПГ). Децентрализованная система типична для газоконденсатных промыслов с залежами, богатыми тяжелыми углеводородами. месторождение газовый скважина колонна



5.1 Требования к товарному газу

Вследствие того, что природный газ транспортируют на большие расстояния от мест добычи до потребителя по магистральным газопроводам, пересекающим различные климатические зоны, особое значение приобретает вопрос качественной его обработки и осушки до точки росы, исключающей конденсацию воды из газа.

Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно-измерительных и регулирующих приборов.

Все это снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях и газопроводах.

Кроме того, пыль и механические примеси способствуют истиранию металла и, осаждаясь на поверхностях теплообменных аппаратов, ухудшают их тепловые характеристики.

Если при транспортировании газа падает давление, то повышается равновесная влаго емкость, тем самым делая газ менее насыщенным. При постоянной температуре не произойдет выделения капельной влаги из такого газа. Если при танспортировании газа понижается его температура, то при постоянном давлении уменьшается равновесная влагоемкость такого газа: газ станет перенасыщенным. В этом случае часть капельной влаги конденсируется и выпадает в трубе.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: а) газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и так далее; б) качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, то есть не должно произойти образования и выпадения в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; в) товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержание в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение это го показателя - не более 1 %. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа.

В газе могут содержаться также сероокись углерода (СОS), сероуглерод (СS2) и др. В стандарте содержание этих компонентов не указаны. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.

Несомненно, обеспечение надежности транспортировки, хранения и использования продукции газовой промышленности должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях. Однако на практике бывают ситуации, когда экономически нецелесообразно производство продукции, отвечающей всем требованиям регламентирующих документов.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям

отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию (УИХ) значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции (УКПГ). Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным трубопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых углеводородов.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, так как на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем регламентировано стандартом. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящийся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и

заводской обработки природных и нефтяных газов - это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым содержаниям сероводорода, углекислоты, сероорганических соединений, азота, воды, механических примесей и так далее не существует.



5.2 Основные технологические операции по подготовки газа

Установки подготовки газа (УПГ) должны проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологического назначения.

К оборудованию, общего технологического назначения относится; оборудование входящее в состав технологической установки

(технологической линии) и обеспечивающее функциональную работоспособность всей технологической установки (технологической линии). Например: блоки дренажной емкости, топливного газа, подогрева и подачи теплоносителя в обогреваемые места технологического оборудования, отключающей арматуры на входе и выходе с площадок УППГ, УКПГ и ГС, факельное хозяйство и т.д

В случае применения метанола в системе сбора следует предусматривать мероприятия, позволяющие выделять из газа метанольную воду и направлять ее на утилизацию. Способ утилизации определяется технико-экономическим обоснованием. Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях должны быть спроектированы с учетом влияния снижения пластового давления на их работу. В первую очередь имеются в виду изменения состава и количества сырья, снижение в составе конденсата тяжелых фракций, когда конденсат используется для производства какого-либо продукта: абсорбента, моторных топлив и т.д.

При отсутствии таких данных в проект установок через определенный период вносятся соответствующие изменения. При размещении на одной площадке нескольких установок (технологических линий) одного назначения, состоящих из одинаковых блоков, необходимо обеспечить взаимозаменяемость этих блоков и возможность переработки промежуточных потоков одной установки (технологической линии) на другой. Кроме того, технологические схемы установок, состоящих из нескольких технологических линий, должны обеспечивать автономную эксплуатацию каждой линии и возможность отключения оборудования без полной остановки установки.

Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости осуществляется в сепараторах на УКПГ, УППГ, ГРП, в пылеуловителях на ДКС ГДП и КС ПХГ. Товарный газ по показателям качества должен удовлетворять требованиям государственного стандарта, в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования или отраслевого стандарта, при подаче в магистральный газопровод.

Для осушки и отбензинивания газа принимаются следующие типовые способы: абсорбционная осушка; адсорбционная осушка; низкотемпературная сепарация; низкотемпературная абсорбция. На газовых (бесконденсатных) месторождениях для подготовки газа рекомендуются способы абсорбционной или адсорбционной осушки. Причем последний используется, если по условиям транспортирования требуется минимальная точка росы обрабатываемого газа (ниже минус 25°С).

Степень насыщения осушителя влаги и его удельный расход устанавливается с учетом режима процесса (Р, t), числа контактных устройств в абсорбере, качества осушителя. Количество подаваемого в абсорбер осушителя (гликоля) определяется расчетом для каждого конкретного случая, исходя из начального влагосодержания поступаемого сырья, требований к конечному продукту и конструкции абсорбера.

Установка абсорбционной осушки включает следующее оборудование: абсорбер; теплообменники; холодильники; выветриватели; десорбер; промежуточные емкости; насосы и фильтры раствора. Установка адсорбционной осушки включает следующее оборудование: сепаратор сырого газа; адсорберы.

База нормативной документации: воздушные холодильники; подогреватели газа; компрессоры для дожатия газа регенерации. На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа могут применяться следующие способы: низкотемпературная сепарация; низкотемпературная абсорбция; масляная абсорбция.

Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования: сепаратор I ступени; узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования; рекуперативные теплообменники; дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильную машину; низкотемпературный сепаратор (сепаратор тонкой очистки); разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования.

На установках НТА охлаждение газа следует производить за счет дроссель-эффекта, а при отсутствии его в схему необходимо включать источник искусственного холода. Установка НТА должна проектироваться на базе установки НТС с добавлением абсорбционной колонны или с заменой низкотемпературного сепаратора абсорбером-сепаратором. Для обеспечения кондиции газа установка масляной абсорбции должна сочетаться с установкой осушки газа.

Установка масляной абсорбции включает следующее оборудование: сепаратор; абсорбционную колонну или абсорбер-сепаратор; установку регенерации абсорбента. Принимая во внимание, что 1,5-2% отборы газа при разработке малых месторождений способствуют длительному сохранению высоких устьевых давлений.

Метод рекомендуется как для газоконденсатных, так и для чисто газовых месторождений с высокими устьевыми давлениями с использованием для получения низких температур холода дроссель-эффекта, а также, за счет подключения турбодетандерного агрегата или установки получения искусственного холода и аппаратов воздушного охлаждения.

Проектом установки НТС должен быть предусмотрен узел ее будущего подключения к турбодетандеру или источнику получения искусственного холода. На СПХГ выбор технологической схемы подготовки газа осуществляется в зависимости от типа и структуры ПХГ и на основании технико-экономических расчетов. На ПХГ, создаваемых в истощенных газовых бесконденсатных месторождениях, рекомендуется абсорбционная осушка газа раствором гликоля. На ПХГ, создаваемых в газоконденсатных или нефтяных месторождениях, подготовку газа, содержащего конденсирующиеся углеводороды С5+В, рекомендуется осуществлять способом НТС, обеспечивающим одновременную осушку и отбензинивание газа. Кроме того, способ НТС может быть рекомендован для осушки газа, отбираемого из хранилищ в водоносных пластах при высоком давлении отбираемого газа. При наличии сероводорода, оставшегося в залежи, предлагается абсорбционный (аминовый) способ сероочистки с последующей утилизацией кислых газов.

Для месторождений, расположенных в северных районах газ, поступающий в магистральный газопровод, должен иметь температуру, близкую к температуре грунта, в целях обеспечения стационарного состояния системы газопровод-многолетнемерзлые грунты. Снижение температуры газа, поступающего в магистральный газопровод, с применением станций охлаждения газа обосновывается проектными расчетами. При проектировании станций охлаждения газа следует руководствоваться правилами норм.



6. Расчетная часть

1. Расчет начальных запасов газа в залежи

- Приведенная глубина залежи hnp=1517м

- Глубина уровня ГВК hгвк=1558м

- Плотность пластовой воды pпв=1020 кг/

- Величина гидростатического P на уровне ГВК аномальная и отличается на постоянное значение С=115000

- Объем газонасыщенной части залежи Vгчз=

- Коэффициент открытой пористости Mот=0,22

- Насыщеность остаточной водой Sв=0,12

Давление на уровне ГВК равно:

= g + +C =(1020=15,79 МПа

Температура на уровне ГВК, при геотермическом градиенте Гг=2,8,

Среднегодовой температуре на поверхности 3

Т=+tсрп=+276.15=322,74 К

Теперь необходимо рассчитать давление газа на приведенной глубине залежи, но для этого нужно знать плотность газа при пластовом давлении и температуре на этой глубине, а для этого прежде необходимо определить плотность газа при нормальных физических условиях, относительную плотность, критические и приведенные параметры и коэффициент сверх-сжимаемости газа для следующего состава газа.

Плотность газовой смеси при нормальных физических условиях

==0,72

Относительная плотность газовой смеси

==0.55

Критическое давление газовой смеси

==4,600 МПа

Критическая температура газовой смеси

==190,48 К

Приведенные параметры (давление и температура)

==3,4 ==1,69

Коэффициент сверхсжимаемости газа по графику Стенда-Катца равен Z=0,85



==104,6

Давление газа на приведенной глубине залежи

Р=-(-))=15,79-(104,6=15,369 МПа

Температура на приведенной глубине

Т=+=+276.15=321,66 К

Приведенные параметры (давления и температуры) на приведенной глубине

==3,4 ==1,69

Приведенные параметры на приведенной глубине те же, поэтому коэффициент сверхсжимаемости газа будет иметь тоже значение Z=0,85

График Стединга-Катца

Находим расширения газа на приведённой глубине

,

Находим начальные запасы залежи

,



2.Рассчет устойчивого природа добычи. Весь период разработки можно разделить на три стадии - освоение месторождения, устойчивый уровень добычи и снижение добычи

Прежде всего нужно рассчитать накопленную добычу накопленную добычу за период времени , на момент снижения пластового давления до 6.9 Мпа, когда поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможно.

Для давления и коэффициент сверхсжимаемости Z=0,85, по уравнению материального баланса для залежи работающей в условиях газового режима, суммарная накопленная добыча за период освоения и устойчивого уровня добычи ,на момент окончания времени , составит

,

Накопленная добыча за два года освоения, приблизительно составит:

,

где ,среднесуточный отбор за два года освоения месторождения (в период времени ) а , суточный отбор в период устойчивого уровня добычи (в период времени ).

Таким образом, накопленная добыча в период устойчивого уровня добычи , составит

,



и период, в течении которого можно поддерживать этот уровень

,

3. Расчет накопленной добычи газа на момент прекращения разработки, конечно коэффициента извлечения газа и продолжительность всего периода разработки. В период экспонециального снижения добычи можно в любой момент определить отбор по формуле

,

где - отбор в момент начала третьего периода, когда ; b-экспоненциальные показатель ежегодного уменьшения отбора, равный 0,2 (20%). Из условия задачи, известно разработка закончится , когда суточный добыча снизится до

. Таким образом, продолжительность последней стадии разработке можно рассчитать из следующего уравнения.

,

Накопленная добыча газа за период времени , составит

,

Таким образом, общая накопленная добыча на момент прекращения разработки составит



,

а конечный коэффициент извлечения газа (КИГ) равен

или 20% от начальных запасов газа, которые будет отобраны за суммарный период



Заключение

Таким образом, экологические последствия реализации проекта снижают его экономическую эффективность. На восстановление окружающей среды в будущем могут потребоваться такие средства, которые сведут к нулю всю экономическую выгоду. Экологические затраты, которые пока не оценивали, могут существенно превысить полученную прибыль. Учитывая тот факт, что в Западной и Восточной Сибири прогнозные запасы нефти достаточно велики, возникает сомнение по поводу самой необходимости реализации данного проекта. Соотношение воздействия работ по проекту «Сахалин1-6» на природу Сахалина, с его социальной и экономической пользой для области, не только удивляет, но и настораживает. Что будет дальше, если уже в начале своего пути иностранная компания не хочет считаться с общественностью?

Эффективность от реализации проекта «Сахалин-1» выгодна как России в целом, так и Сахалинской области. Даже сейчас, когда «Сахалин-2» еще не вышел на проектную мощность, в федеральный и областной бюджет идут поступления в виде налогов; в области создаются рабочие места, приходят новые опыт и знания, осваиваются новые технологии. Помимо этого область получает прямую пользу от модернизации инфраструктуры острова.

Основные положения:

С начала реализации проекта «Сахалин-1» до 2008 г. финансовые поступления Российской Федерации от проекта, несмотря на то, что строительство объектов второго этапа еще продолжается, превысили 800 млн. долл. США в виде платы за пользование недрами, налогов, бонусов и других платежей.

На Сахалине повышается уровень жизни, доходы областного бюджета за период с 2002 по 2008 гг. выросли более чем в десять раз. Сахалин стал наиболее динамично развивающимся районом на Дальнем Востоке России.

в 2007 г. безработица на Сахалине снизилась до рекордно низкого для России уровня и составила около 1,2%.

Экономическому росту также способствует модернизация инфраструктуры Сахалина общей стоимостью 500 млн. долларов США.

В 2007 «Сахалин Энерджи» выплатила России порядка 1,5 млрд рублей в виде платежей за пользование недрами и более 966 млн рублей в виде платежей по налогу на прибыль.



Список использованной литературы

1. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа / И.Р. Байков, Т.Г. Жданова, Э.А. Гареев. - Уфа, 2009. - 127 с.

2. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья / И.Р. Байков, Е.А. Смородов, К.Р. Ахмадуллин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2013. - 275 с.

3. Будзуляк Б.В., Тер-Саркисов С.М., Леонтьев Е.В. Развитие газотранспортной системы для вывода газа северных месторождений / Б.В. Будзуляк, тер-Саркисов, Е.В. Леонтьев //Газовая промышленность. - 2004. - № 6. - С. 10 - 12.

4. Братута Э.Г., Ганжа А.Н. Многопараметрическая оптимизация воздухоохладителей компрессорных установок / Э.Г. Братута, А.Н. Ганжа, Н.А. Марченко // Технические газы. - 2009. - № 3. - С. 30 - 34.

5. Быков Г.А., Быкова О.Г. Системный анализ и обобщение результатов стендовых испытаний газовых центробежных компрессоров / Г.А. Быков, О.Г. Быкова // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2011.- № 9. - С. 26 - 31.

...