ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУ ВПО «уфимский государственный нефтяной

технический университет» 
 

кафедра "разработкИ и эксплуатациИ газовых

и газоконденсатных месторождений"  

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

 

По курсу: Скважинная добыча газа и конденсата

На тему: Определение состава пластового газа по данным исследований газоконденсатных скважин 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

уфа 2007

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУ ВПО «уфимский государственный нефтяной

технический университет»

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ 
 

Дисциплина             Скважинная добыча газа и конденсата__________   

        

Рассчитать и  спроектировать _ Определение состава пластового газа по данным исследований газоконденсатных скважин. 
 

Исходные  данные:  Общие сведения о месторождении, компоненты, молярная масса, газ сепарации, газ дегазации, дегазированный конденсат, коэффициент усадки, объем контейнера, плотность конденсата, количество конденсата, количество газа дегазации. 

Представить следующие материалы: классификация природных газов по химическому составу, система сбора и подготовки, определение состава пластового газа, исследование состава пластового газа и нестабильного конденсата, распределение компонентного состава пластовой смеси Оренбургского НГКМ. 
 
 
 
 
 
 
 

          Дата выдачи “___” _____________200___ г. 

                          

          Консультант   _____________         Студент _____________ 
 

Содержание

Введение

     Газохимический  комплекс – это предприятие по добыче и глубокой переработки многокомпонентного природного газа.

     Первый  крупный газохимический комплекс введен в 1974 году на базе оренбургского месторождения  природного газа (ОНГКМ), в состав которого входят газовый промысел, газоперерабатывающий завод и гелиевый заводы.

В природном  газе ОНГКМ содержатся компоненты:

1. углеводородные – конденсат, этан, пропан, бутан;
2. неуглеводородные – гелий, сера, которые могут реализоваться как самостоятельные товарные продукты.

      Для определения сырьевых ресурсов, методов  и производственных мощностей по подготовке и переработке добываемой углеводородной продукции необходимо располагать данными о средневзвешенных концентрациях компонентов в залежи, которые рассчитываются на основе закономерностей их пространственного распределения.

      В курсовой работе рассмотрены теоретические вопросы: классификация природных газов по химическому составу, система сбора и подготовки, определение состава пластового газа, исследование состава пластового газа и нестабильного конденсата.

      В расчетной части данного курсового проекта мною выполнен и представлен расчет определения состава пластового газа Оренбургского НГКМ по данным исследования газоконденсатных скважин.

1 Классификация природных газов по химическому составу

     Для планирования развития сырьевой базы газохимического отрасли необходим учет как общих запасов природного газа, так и его ценных компонентов на основе составления карт распределения газов определенного химического состава.

     В отечественной литературе опубликовано более 20 классификационных схем, в  основу которых положены различия условий нахождения газов в природе, химического состава.

     Например, можно разбить месторождения на группы, исходя из компонента, определяющего подход к разработке месторождении:

1. Метановые (Медвежье, Уренгойское, Северо-Ставропольское). Полностью доминирует метан. Концентрация этана еще не промышленная.
2. Этано-метановые (Шебелинское, Березанское, Шатлыкское).
3. Этаново-конденсатогазовое (Вуктыльское).
4. Сероводородсодержащее, газоконденсатное, гелионосное (Оренбургское).
5. Конденсатное, сероводородсодержащее (Карачаганакское).
6. Серогазоконденсатное (Астраханское).

     Для последних трех групп характерна повышенная коррозионная активность и  токсичность газа.

     Месторождения типа Оренбургского, Карачаганакского, Астраханского – типичные месторождения  сложного состава. Разработка их возможна только при наличии газохимических комплексов. /1/

     Современный этап развития геологоразведочных работ, связанный с освоением все больших глубин показывает, что доля запасов природного газа сложного состава постоянно возрастает. Также переход на большие глубины приводит к появлению газоконденсатных месторождений со значительными ресурсами жидких углеводородов.

     Пластовые газы 

     Природные углеводородные газы представляют собой  смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

      При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С₁–С₄. Углеводороды С₅ и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

          Природные газы подразделяют  на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.
2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С₅+высш.
3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

     Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м³ газ называют жирным). 

2 Система сбора и подготовки

     В процессе добычи и подготовки природного газа происходят следующие процессы: сепарация, дегазация из которых образуется газ сепарации,  газ дегазации, дегазированный конденсат.

      Газоконденсатная  либо газонефтяная смесь транспортируется на УКПГ по трубопроводам – шлейфам. Шлейфы значительной части скважин спарены, так что по одному шлейфу газоконденсатная смесь поступает на блок входных ниток УКПГ, как правило, от двух и более скважин. Подача КИГиК в скважины, работающие в один шлейф, также производится по одному метанолопроводу. В этом случае, для регулирования подачи метанола в каждую из скважин, на метанолопроводах устанавливаются специальные регуляторы расхода.

      Сырой газ по шлейфам подходит к входным  манифольдам (БВН-блок входных ниток). Манифольд предназначен для сбора  продукции  скважин, поступающей по шлейфам, и ее распределения по технологических линиям или пускать скважину на контрольный сепаратор, при необходимости производить продувку скважины на факел.

      Со  стороны скважины на каждой из линий  имеются следующие устройства:

      - изолирующий фланец для защиты  от статического электричества,

      - сопло для впрыска КИГИК,

      - пневмоприводной отсекатель,

      - обратный клапан,

      - клапан,  регулирующий давление  на входе в манифольд на  шлейфах.

      Для контроля давления в шлейфах на каждом из них после изолирующего фланца установлен электроконтактный манометр. Сигнализация о повышении и понижении давления в шлейфе выведена на щит диспетчера.

      Пневмоприводные отсекатели предназначены для отключения скважин. Отключение скважины производится автоматически при аварийном повышении или понижении давления в шлейфе,  либо дистанционно со щита диспетчера.

      Клапаны предназначены для пуска скважин  и вывода их на режим.

      Впрыск  КИГиК через сопло производится по мере необходимости с целью исключить образование гидратов в регулирующем и обратном клапанах. 

      В связи с падением пластового и  устьевого давлений на всех УКПГ закончился период эффективной работы проектной  технологии подготовки газа-низкотемпературной сепарации (НТС). В настоящее время  подготовка газа производится по схеме механической сепарации без изменения проектной схемы внутрипромыслового сбора и подготовки.

      Подготовка  продукции скважин основной газоконденсатной залежи ОНГКМ осуществляется на 11 установках комплексной подготовки газа (УКПГ). На каждую установку существует действующий регламент. Каждая УКПГ имеет идентичные технологические линии, включающие сепаратор 1-ой ступени (С-01), теплообменник «газ – газ» (Е-01), сепаратор  2-ой ступени (С-02) и трехфазный разделитель (С-03). На рис. 1 приведена типовая технологическая схема подготовки продукции на УКПГ.

      Описание  технологического процесса.

      Сырой газ из скважин поступает в  сепаратор I ступени С-01, где осуществляется предварительная сепарация газа от жидкости.

      Сепаратор I ступени представляет собой аппарат горизонтального типа со встроенным вертикальным отделителем. Газожидкостная смесь входит в отделитель тангенциально. Под действием центробежных сил жидкость отбрасывается к стенкам отделителя и стекает в нижнюю часть сепаратора.

      Жидкость из С-01 по уровню сбрасывается в трехфазный сепаратор С-03.

      В трехфазном сепараторе С-03 происходит разгазирование и разделение углеводородного конденсата и водометанольной смеси. Для более интенсивного разгазирования в жидкой части С-03 установлен змеевик подогрева.

      Уровни  конденсата и ВМС в С-03 контролируются по зеркальным уровнемерам.

      Углеводородный  конденсат из С-03 сбрасывается в  сепаратор второй ступени С-02.

      Водометанольная смесь из С-03 сбрасывается в коллектор  ВМС.

      Газ разгазирования из сепаратора С-03 подается на вход сепаратора второй ступени С-02.

      Частично  отсепарированный газ после С-01 поступает  на предварительное охлаждение   в   трубный   пучок   теплообменника  Е-01   типа «газ-газ».  Охлаждение в Е-01 происходит за счет встречного холодного потока газа из С-02, проходящего по межтрубному пространству.

      Сепаратор II ступени С-02 представляет собой  аппарат горизонтального типа, снабженный коагулятором на входе газового потока и центробежными элементами перед выходом газа.

      Разделение  жидкости – углеводородного конденсата и водометанольной смеси – в С-02 осуществляется гравитационным методом. Для улучшения разделения жидкости аппарат в жидкостном слое разделен вертикальной перегородкой на две части.