Расчет распределения давления и температуры по длине шлейфов

Министерство  образования российской федерации 

Уфимский  государственный  нефтяной

технический университет  
 
 

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных

месторождений  
 
 

Курсовая  работа 

По предмету: «Скважинная добыча углеводородов морских и шельфовых месторождений» 

На тему: «Расчет распределения давления и температуры по длине шлейфов» 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Уфа 2004

 

УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

Кафедра Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений

Студенту Таушеву Игорю Викторовичу     гр.      ГГ 01 - 04            . 

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ 

Дисциплина                Скважинная добыча углеводородов морских и шельфовых месторождений            

Рассчитать и  спроектировать Расчет распределения давления и температуры по длине шлейфов

Исходные данные:  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения и запасы. Компонентный состав газа. Характиристики шлейфа.

Представить следующие  материалы 

Краткая характеристика месторождения  Усть-Томи. Общие  сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Газоносность. Теоретические предпосылки  возникновения гидратов. Влагосодержание  природных газов. Состав и структура гидратов. Условия образования гидратов. Методы борьбы с гидратообразованием. Основы ингибирования процесса гидратообразования. Краткая характеристика основных ингибиторов гидратообразования. Технология ввода ингибиторов. Требования к проведению работ по ликвидации гидратов. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Заключение. Список литературы

  

          Дата выдачи “20” июня  2004 г. 

                        

      Консультант   Харин А.Ю.         Студент Таушев И.В. 
 
 

 

       Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, символов и терминов

Введение

1 Краткая характеристика  месторождения Усть-Томи

1.1 Общие сведения  о месторождении

1.2 Характеристика  геологического строения

1.3 Газоносность

2 Теоретические предпосылки возникновения гидратов

2.1 Влагосодержание природных газов

2.2 Состав и структура гидратов

2.3 Условия образования  гидратов

3 Методы борьбы  с гидратообразованием

3.1 Основы ингибирования  процесса гидратообразования

3.2 Краткая характеристика  основных ингибиторов гидратообразования

3.3 Технология  ввода ингибиторов

3.4 Требования  к проведению работ по ликвидации  гидратов

4 Гидравлический  и тепловой расчет шлейфов

Заключение

Список использованной литературы 
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов 

     ГВК – газоводяной контакт;

     НГДУ  – нефтегазодобывающее управление;

     ППГ – путевой подогреватель газа;

     УКПГ  – установка комплексной подготовки газа;

     ЭГ  – этиленгликоль;

     ДЭГ – диэтиленгликоль;

     ТЭГ – триэтиленгликоль;

      λ – коэффициент гидравлического  сопротивления;

      α – параметр Шухова;

      ρ_н – плотность газа в стандартных условиях;

     ρ_р – плотность газа в рабочих условиях;

     D_i – коэффициент Джоуля-Томсона;

     W – влагосодержание природного газа;

     Z_н – коэффициент сжимаемости в стандартных условиях;

     Z_р – коэффициент сжимаемости в рабочих условиях;

     М_г – молекулярная масса газа;

     Р_к – давление конечное;

     Р_н – давление начальное;

     Р_пл. – давление пластовое;

     Р_у. – давление устьевое;

     С_р – изобарная теплоемкость природного газа;

     Т_к – температура конечная;

     Т_н – температура начальная;

     Т_у. – температура устьевая.

 

Введение

     Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Сахалина.

     Практически к 2006 году газ может занять доминирующее место в топливном балансе Хабаровского края. Выявленные запасы газа позволяют обеспечивать его устойчивое поступление в течение многих десятилетий, появится возможность сбалансировать тарифы на тепловую и электрическую энергии.

     В ходе практики, которую я проходил в НГДУ «Катанглинефтегаз», передо мной ставился ряд задач, в числе которых был и сбор материала для курсовой работы по дисциплине «Скважинная добыча углеводородов морских и шельфовых месторождений». Так как на газоконденсатном месторождении Усть-Томи, как и на многих других газоконденсатных месторождениях, существует угроза образования гидратов, я решил рассмотреть основные причины возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на этом месторождении и произвести расчет (по проектным данным) распределения давления и температуры по длине шлейфов. Зная, что случаи гидратообразования на месторождении Усть-Томи действительно встречаются, причем наиболее часто гидраты образуются именно в шлейфах, я хотел на конкретных расчетах показать возможность их образования.

     Для борьбы с гидратами в стволах скважин в условиях северного Сахалина в настоящее время наиболее приемлемым остается метанол, обладающий рядом преимуществ (высокая степень понижения температуры гидратообразования, низкая температура замерзания, способность быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и др.) и недостатков (дороговизна и токсичность). Также играет свою негативную роль трудность и высокая стоимость доставки больших количеств метанола на промысла северного Сахалина за кратковременный период навигации, удаленность химкомбинатов, производящих метанол, а также и то, что весь используемый метанол безвозвратно теряется.

     Однако  по большей части именно из-за низкой температуры замерзания метанол  получил такое распространение  на Сахалинских месторождениях.

1 Краткая характеристика месторождения Усть-Томи [6]

1.1 Общие сведения  о месторождении

 

     Месторождение было открыто в 1979 году поисковой  скважиной № 1.

     Усть-Томинское  газоконденсатное месторождение расположено  на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 190 км к югу от г. Охи. В административном отношении месторождение входит в состав Ногликского района Сахалинской области и находится в 30 км севернее районного центра пос. Ноглики. Ближайшим месторождением, расположенным в 5 км северо-западнее, является газонефтяное месторождение Монги.

     На  площади Усть-Томи пробурено 17 глубоких (до 3800 м) поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, вскрывших в отложениях дагинской свиты тринадцать продуктивных (газоконденсатных) горизонтов (II, II^a, III, III^a, IV, VI, VI^a, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a).

     В связи с тем, что месторождение  находится под водами Ныйского залива, здесь осуществлялось бурение наклонно-направленных скважин.

 

1.2 Характеристика геологического  строения

     Усть-Томинское  месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной на восточном крыле Монгинской антиклинальной зоны. По результатам сейсморазведки и поисково-разведочного бурения представляет собой пологую брахиантиклиналь северо-северо-западного простирания, погребенную под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально залегающими с падением слоев на северо-восток.

     По  кровле дагинских отложений складка  имеет размеры 5×2,5 км. Складка асимметрична; восточное крыло пологое, западное - крутое. С глубиной складка меняет форму от куполовидной до вытянутой в северном направлении за счет увеличения углов падения пород от 2 - 3^о до 4 - 5^о.

     Стратиграфический разрез Усть-Томинского месторождения  представлен песчано-глинистыми отложениями  миоцен-плиоценового возраста; по фаунистическим и литологическим признакам подразделяется на три свиты (снизу-вверх); дагинскую, окобыкайскую и нутовскую. Общая толщина вскрытых скважинами отложений составляет около 3800 м, рисунок 1.1.

     Дагинская свита - залегает на глубинах 2790 - 3470 м; представлена песчаниками, глинами и алевролитами, причем в разрезе преобладают песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритисто-глинистые, от слабоуплотненных до крепкосцементированных.

     Толщина песчаных горизонтов меняется в широком диапазоне; от 4 - 17 м (II, III^a, IX^a горизонты) до 50 - 31 м (VI^a, XI, XII горизонты). Всего в разрезе выделено 18 песчаных горизонтов, 13 из которых (II, II^a, III, III^a, IV, VI, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a) продуктивны.

     Вскрытая  скважинами толщина дагинской свиты составляет 1000 м. Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые. В связи с тем, что в каждом горизонте встречаются коллекторы всех трех указанных разностей, коллекторские свойства их меняются в широких пределах.

     Рисунок 1.1 – Геологический разрез месторождения Усть - Томи

1.3 Газоносность

     Промышленная  газоносность месторождения связана  с отложениями дагинской свиты. В её разрезе выделено 13 промышленно-продуктивных горизонтов - II, II^a, III, III^a, IV, VI, VI^a, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a.

     По  типу природного резервуара все залежи относятся к пластовым, сводовым, замкнутого контура: входят в группу залежей с терригенными коллекторами, а по степени заполнения ловушек  углеводородами - к полнопластовым и неполнопластовым.

     По  характеру и фазовому состоянию  углеводородов все залежи газоконденсатные.

     Высота  залежей различна - от 8 м (X^a горизонт) до 32 м (IX горизонт); их размеры изменяются от 780×450 м (X^а горизонт) до 2250×1170 м (IX горизонт).

     Залежи II, IX, IX^a и X горизонтов являются полнопластовыми, в пределах которых выделяются газовые и газо-водяные зоны. Размеры газовых зон незначительны (в 3 - 10 раз меньше газо-водяных зон).

     Остальные залежи - водоплавающие, подстилаются подошвенной водой.

     Контакты  поверхности газа и воды принимаются  горизонтальными; средние абсолютные отметки их по горизонтам приводятся в таблице 1.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.1 - Средние  абсолютные отметки ГВК