Реферат на тему Коротка геолого- промислова характеристика Свидницького родовища - Технологія виробництва - Реферати - Каталог статей

Реферат на тему Коротка геолого- промислова характеристика Свидницького родовища. 1.1 Загальні відомості Свидницьке газове родовище пов'язане з нижньосарматськими відкладами північно - західної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. В адміністративному відношенні родовище розміщене на території Яворівського району Львівської області, який безпосередньо примикає до україно - польського кордону. На площі родовища і його околицях знаходяться села Немирів, Завадів, Свидниця, Коханівка, Ногачів, Дрогомишль, Язів, а також районний центр - місто Яворів, зв'язаний з м. Львовом залізницею та шосейною дорогою. В недалекому минулому Яворівський район відносився до числа сільськогосподарських і місцеве населення займалося, в основному, землеробством і тваринництвом. З початку шістдесятих економічне значення району виросло в зв'язку з розвитком газовидобувної і, особливо, гірничо -хімічної промисловості на базі відкритих Свидницького родовища природного газу і Язівського родовища сірки. Для працівників гірничо - хімічного комбінату збудовано місто Новояворівськ. Територія розміщення родовища представляє собою горбисту рівнину в межах Надвислянської низовини. Гідрографічна сітка відноситься до басейну ріки Сан - притоку Вісли. Найбільш значними в межах розглядаємо'!' площі є ріки Шкло, Ожомля, Вишня. 1.2 Історія геологічного вивчення та розвідки родовища Свидницьке газове родовище відкрито в 1957 році, в результаті проведеного трестом "Львівнафтогазрозвідка" структурно - карстового і розвідувального буріння. Поряд з цим в процесі глибокого розвідувального буріння в верхньоюрських відкладах було виявлено Коханівське родовище в'язкої нафти, знаходиться в контурі газоносності нижнього сармата. Розвідувальні роботи на Свидницько - Коханівській площі, в основному, були закінчені до кінця 1959 року. Виявлена промислова газоносність шести піщаних горизонтів в верхньодашавських відкладах (ВД-10-14, ВД-9, ВД-8, ВД-7, ВД-6, ВД-5) і нафтоносність верхньої юри в свердловині 1-К. Для цієї мети пробурено 41 розвідувальну свердловину. В 1959 році КТЗ треста "Львівнафтогазрозвідка" підраховані і затверджені в ДКЗ запаси газу по Свидницькому родовищу. Родовище вступило в дослідну- промислову експлуатацію в грудні 1964 року по технологічній схемі, складеній УкрНДІГ. Розбурювання родовища експлуатаційними свердловинами закінчилось в 1965 році. Всього для експлуатації пробурено 30 свердловин. В 1968 році ЦНІПРом Стрийського ГПУ були перераховані запаси газу по падінню пластового тиску, на основі чого складено проект промислової розробки Свидницького родовища, затвердженого Мінгазпромом СРСР (протокол робочої комісії по розробці газових і газоконденсатних родовищ №15/69 від 13 травня 1969 року). З 1986 року на Свидницько - Коханівській площі ведеться дорозробка юрського нафтового покладу. За станом на 1.07.1988 року для цієї мети пробурено 8 розвідувальних свердловин (Коханівка - 20, 21, 22, 23, 26, 29, 30, 32). 1.3 Склад і фізико-хімічні властивості природного газу По хімічному складу газ всіх горизонтів є ідентичним. Основним його компонентом є метан, вміст якого складає 96,3-99,5% об. Гомологи метану містяться в незначній кількості: етан - 0,07-0,27% об., пропан - 0,001-0,0122% об. В окремих пробах газу знайдені сліди пентану. Вміст вуглекислоти - 0,09-1,0% об., азоту - 0-0 68% об. Сірководню в газі не знайдено. Відносна питома вага газу змінюється в межах-0,5558-0,573. Хімічний склад газу по продуктивних горизонтах приведено в таблиці 1.2. Таблиця 1.2 - Хімічний склад газу Компоненти газу \| Продуктивний горизонт ВД-9-14 \| ВД-8-7 \| ВД-6 \| ВД-5 Метан \| 99,27 \| 98,1 \| 99,473 \| 99,471 Етан \| 0,03 \| 0,01 \| 0,024 \| 0,026 Пропан \| Сл. \| Сл. \| 0,003 \| 0,026 Вуглекислота \| 0,3 \| 0,3 \| 0,2 \| 0,2 Азот \| 0,4 \| 1,5 \| 0,3 \| 0,34 2. Аналіз поточного стану системи збору і промислової підготовки свердловинної продукції 2.1 Характеристика системи збору і облаштування покладу Збір газу на Свидницькому родовищі здійснюється по променевій схемі. Газ з свердловин по шлейфах поступає на три газозбірні пункти ( УППГ (УППГ-1 і УКПГ об'єднані)), де проходить попередню очистку на двох ступенях сепарації. Преша ступінь включає в себе 13 об'ємних сепараторів, друга - 13 циклонних сепараторів.Після попередньої очистки газ по внутрішньопромисловому колектору, умовним діаметром 325мм, поступає на УКПГ, де додатково очищується в двох горизонтальних сепараторах і направляється на установку осушки газу. Далі очищений і висушений газ по газопроводу Ду - 300мм подається на ГРС для подачі газу споживачам. Надлишковий тиск у внутрішньопромисловому колектору і газопроводу підтримується в межах 0,6-0,7МПа. Реалізація газу Свидницького родовища проводиться через ГРС - Коханівка, Яворів, Новояворівськ, Страдч і селянська спілка "Україна". Напилковий тиск на виході всіх ГРС 0,ЗМПа. Газ до ГРС - Коханівка подається безпосередньо з УППГ-3, на ГРС - Яворів від УКПГ, решта споживачів під'єднані до існуючого газопроводу Ду - 300мм. Свердловини горизонтів ВД-9-14 підключені до різних УППГ: до УППГ-3 підключені свердловини 3,31,35; до УППГ-2 підключені свердловини 43,45; до УППГ-1 підключені свердловини 48,55. Довжини і діаметри шлейфів наведені в табл.2.1 Таблиця 2.1 Характеристика шлейфів свердловини горизонтів ВД-9-14 № п/п \| Найменування \| Свердловина 32 \| 31 \| 35 \| 39 \| 43 \| 45 \| 48 \| 55 1 \| Довжина шлейфу,м \| 558 \| 1431 \| 659 \| 1066 \| 658 \| 1708 \| 2008 \| 747 2 \| Діаметр \| 89 \| 76 \| 89 \| 89 \| 76 \| 89 \| 89 \| 89 3 \| Товщина стінки \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 2.2 Гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній свердловин Гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній свердловин Свидницького родовища наведені в таблиці 2.2. Таблиця 2.2 - Режими роботи викидних ліній № п/п \| Найменування \| Свердловина 32 \| 31 \| 35 \| 39 \| 43 \| 45 \| 48 \| 55 1 \| Оптимальний дебіт, тис. м3/ добу \| 5 \| 10 \| 5 \| 10 \| 5 \| 2 \| 4 \| 8 2 \| Фактичний дебіт, тис. м3/ добу \| 5 \| 8 \| 6 \| 10 \| 5 \| 3 \| 5 \| 8 3 \| Тиск на вході в УКПГ,МПа \| 0,56 \| 0,56 \| 0,56 \| 0,55 \| 0,55 \| 0,55 \| 0,53 \| 0,53 4 \| Тиск на виході з УКПГ.МПа \| 0,55 \| 0,55 \| 0,55 \| 0,54 \| 0,54 \| 0,54 \| 0,52 \| 0,52 5 \| Пластова температура, °С \| +35 \| +35 \| +35 \| +35 \| +35 \| +35 \| +35 \| +35 6 \| Температура газу та гирлі свердловини, °С \| +15 \| +15 \| +15 \| +15 \| +15 \| +15 \| +15 \| +15 7 \| Температура газу на вході в УКПГ, °С \| +9 \| +9 \| +9 \| +9 \| +9 \| +9 \| +9 \| +9 8 \| Температура сепарації, °С \| +7 \| +7 \| +7 \| +7 \| +7 \| +7 \| +7 \| +7 9 \| Довжина шлейфу, м \| 558 \| 1431 \| 659 \| 1066 \| 658 \| 1708 \| 2008 \| 747 10 \| Діаметр шлейфу, м \| 114 \| 114 \| 114 \| 114 \| 114 \| 114 \| 114 \| 114 11 \| Товщина стінки, мм \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 \| 4 12 \| Точка роси по волозі с 2.3 Характеристика технології підготовки свердловинної продукції та основного обладнання (УКПГ).Робочі параметри УКПГ Газ готується згідно технічних умов ТУ У 320.00158764.008-95 до точки роси по волозі не вище мінус 5 при тиску газу транспорту газу 0,5-0,9МПа. Основні споруди: 1.Установка відключаючих пристроїв для підключення 9 шлейфів. 2. Установка очистки газу складається з: - сепаратора БГО-1 першої ступені. Сепаратор встановлюється один на 9 свердловин. Для можливості заміру газу та води по свердловині встановлюється замірний сепаратор БГЗ; - сепаратори БГО-2/1, БГО-2/2 другої ступені. Сепаратори підключені паралельно. 3. Установка осушки газу з горизонтальним абсорбером ГІГУ.71.00.000. 4. Установка регенерації ДЕГу, яка складається з: - двох блоків регенерації ГПУ 18.00.000 (один робочий та один резервний); - трьох теплообмінників типу "труба в трубі"; - 4 насоси 2НДР (3 робочі, 1 резервний); - ємності збору води-конденстату парів верху колони блоку регенерації ДЕГу (V=3м3). Допоміжні: 1.Сепаратор для продувки шлейфів. 2. Фільтри-осушувачі підготовки імпульсного газу. 3. Дегазатори та дренажні ємності (V =50м3) для збору, окремо: - пластової води та метанолу з СТІ-1, БГО-2/1,2 в Д-1/1, а потім в Е-4/1; -пластової води з БГО-1,БГЗ в Д-1/2, а потім в Е-4/2. Подача води з Е-4/1,2 в автоцистерну виконується зануреними насосами. 4.Дренажна ємність Е-2 (V = 12,5м3) для збору рідини з апаратів установки осушки та блоків регенерації ДЕГу. 5. Ємність Е-1/1,2 для прийому та зберігання чистого ДЕГу (V =10х2=20м3). 6. Насос Н-3 для подачі чистого ДЕГу з автоцистерни чи з Е-3 в блоки регенераці 7. Блок редукування паливного газу для блоків регенерації та котельні (подача з тиском 0,ЗМПа). 8. Система розводки теплоносія - води з котельні. Газ від УКПГ-1 Свидницького родовища по індивідуальним шлейфам Ду50 поступає на установку відключаючих пристроїв. На кожній технологічній нитці установок відключаючих пристроїв передбачену установка: - крана з пневмоприводом для автоматичного відключення шлейфц в випадку аварії; - вентеля регулюючого; - ручного клапану на свічці викиду газу. Установка очистки газу. Газ від установки відключаючих пристроїв з колектору загального потоку по трубопроводу Ду100 з тиском 0,5...0,9МПа поступає на очистку від крапельної вологи і мехдомішків в сепаратор загального потоку БГО-1, а з колектору замірного по трубопроводу Ду80 в сепаратор замірний БГЗ, на виходу якого встановлений витратомірний пристрій. Після очистки в сепараторі БГО-1 газ поступає в трубопровід Ду100, а потім після об'єднання з потоком газу від ГП-2,3 на замірний пристрій, який виміряє сумарну кількість газу, поступаю чого від УППГ-1 та ГР-2,3 Свидницького ГР. Рідина, що відбилася в сепараторах БГО-1, БГЗ (пластова вода без домі шків інгібітору) по трубопроводам Ду25 поступає в колектор Ду50, потім через дегазатор Д-1/2 в ємність Е-4/2 для збору і вивозу. Дренаж із сепараторів БГО-1 і БГЗ здійснється по бай пасам трубопроводам ДУ25 в колектор Ду50 і в ємність Е-4/2, підігрів сепараторів здійснюється теплоносієм від теплової мережі. Тип сепараторів БГО—11 БГЗ - ГПУ63.00.000, ємність Е-4/2 - ємність підземна ЕП 25-2400-1-2 об'ємом 25м3 з зануреним насосом Е-4/2НВ 50/50. Газ від ГП-2,3 по існуючому трубопроводі Ду300, потім по трубопроводу Ду200 з тиском 0,5...0,9МПа поступає на з'єднання з вихідною лінією з сепараторі БГО-1, БГЗ, а потім на замірний пристрій. Після замірного пристрою газ об'єднується з потоку газу, що поступає по трубопроводу з сепараторів по трубопроводу Ду250, подається на другу ступінь очистки, яка складається з газосепараторів БГО-1, БГЗ, а потім на замірний пристрій. Після очистки газ по трубопроводу Ду250 подається на установку осушки. Рідина, що відбилась в сепараторах БГО-2/1,2 (пластова вода з домішками інгібітору), по трубопроводу Ду25 поступає в колектор Ду50, потім в дегазатор Д-1/1 і в ємність Е-4/1. Дренаж із сепараторів БГО-2/1,2 здійснюється по байпасним трубопроводам Ду25 в колектор Ду50 і в ємність Е-4/1, підігрів сепараторів здійснюється теплоносієм від теплової мережі. Для запобігання процесу гідратоутворення передбачена система зберігання і подачі інгібітору гідратоутворення, до якої входить: - ємність зберігання інгібітору ЕМ-2, в якості прийнята ємність підземна типу ГПУ62.00.000 об'ємом 4м3, Ру=7,5МПа; - ємність проміжна для інгібітору ЕМ-1 типу ГПУ 31.00.000 об'ємом 0,4м3, Ру=16МПа призначена для подачі інгібітору на технологічні нитки відключаючих пристроїв; - бачок для інгібітору БМ-1 типу ГПУ31.00.000 об'ємом 0,4м3, Ру=16МПа в кількості 10 штук, призначені для вводу інгібітору в трубопровід на виході з свердловини. Для підготовки імпульсного газу передбачена установка двох фільтрів осушувачів газу типу ФОГ-16М8841.001.000 продуктивністю 1,25нм3/ хв., Рр.=16,0МПа. Продувка свердловин, яка проводиться періодично під час роботи, а також після зупинки, виконується через продувний сепаратор СП-1 на свічку. Рідина, що відбилась в сепараторі СП-1 під час продувки (пластова вода з домішками інгібітору) подається в ємність Е-4/1. В якості продувного сепаратору СП-1 прийнятий сепаратор типу ГПУ 140.00.000, Ру=16,0МПа. Скид газу з апаратів проводиться при допомозі запобіжних клапанів, встановлених на сепараторах. Установка осушки газу. Газ після сепараторів другої ступені очистки БГО-2/1,2 по існуючим та новим трубопроводам Ду250 подається на установку осушки, до складу якої входять: - абсорбер горизонтальний А-1 типу ГПУ71.00.000, Ру== 1 бМПа; - блок регенерації абсорбенту БР-1/1,2 типу ГПУ18.00.000 продуктивністю 0,5м /год.; - електронасосний агрегат Н-1/1...4 (3 робочих, 1 резервний) продуктивність 250л/год., Р=1,6МПа для подачі регенерованого абсорбенту в абсорбер; - теплообмінник Т-1/1 ...3 з поверхнею теплообміну 3м2 для підігріву газу перед подачею в абсорбер; - ємність Е-1 типу ТП 704-1-158-83 об'ємом 3м3 для збору рідини (конденсату парів верху колони десорбера); - ємність Е-2 типу ЕП-12,5-2000-1-1 підземна, дренажна об'ємом 12,5м3 з зануреним насосом Н-2 типу НВ50/50 для збору і вивозу рідини; - ємність Е-3/1,2 типу ТП 704-1-160-83 об'ємом 10м3 для зберігання абсорбенту; - насос Н-3 продуктивністю 7,2мз/год для перекачки абсорбенту із автоцистерни ємності Е-3/1,2 та ємностей в блоки регенерації; - блок підготовки паливного газу. На установку осушки газ поступає в абсорбер горизонтальний А-1, в якому відбувається осушка газу до температури точки роси мінус 10 °С. Процес осушки газу відбувається за рахунок поглинання вологи, яка знаходиться в складі газу розчином діетиленгліколю. При цьому концентрація ДЕГу змінюється від 94% на вході в абсорбер (РДЕГ) до 92% на виході з абсорберу (НДЕГ). Після абсорберу газ по трубопроводу Ду250 поступає на теплообмінники Т-1/1...3, в яких він підігрівається РДЕГом і подається в існуючу ГРС. Теплообмінники необхідні для зниження температури РДЕГу від 63 °С (після регенерації) до 11.. 18 °С (робоча температура а абсорбері). Після теплообмінників загальний потік осушеного газу поступає на ГРС де відбувається замір і далі в газопровід Яворів-Львів. Насичений вологою розчин ДЕГу (НДЕГ) з абсорберу подається на блок регенерації абсорбенту (БР), в якому відбувається підвищення концентрації ДЕГу з 92% до 94% шляхом його підігріву і випаровуванню вологи в колоні-десорбері. Пари з верху колони подаються в ємність Е-1, де вони конденсуються, а рідина по трубопроводу Ду50 поступає в колектор Ду100 і далі в ємність Е-2. регенерований розчин ДЕГу з блоку регенерації через Т-1/1...3 поступає на насоси Н-1/1...4, після яких по трьох окремих трубопроводах Ду25 подається в горизонтальний абсорбер. Цикл циркуляції ДЕГу замкнутий. Для постачання витрат ДЕГу передбачено дві ємності Е-3/1,2 об'ємом 10м3. Для подачі ДЕГу з автоцистерни в ємності Е-3/1,2 та з ємностей передбачена установка насосу Н-3 продуктивністю 7,2мз/год,. Для збору і вивозу технологічних стоків, а також рідини після промивки апаратів передбачена система дренажів та підземна ємність Е-2 об'ємом 12,5м3 з зануреним насосом Н-2. Постійні технологічні стоки поступають в ємність Е-2 з абсорберу А-1, та ємність Е-1. До ємності Е-1 підведені індивідуальними трубопроводами лінії скиду з запобіжних клапанів, встановлених на БР та насосах Н-1/1...4. в трубопровід-колектор Ду100, який знаходиться в Е-2 окремою лінією, і зведені всі дренажні лінії для рідини після промивки апаратів. Для захисту від корозії шлейфів передбачаються дві установки катодного захисту типу ПСКР-3,0 з двома глибинними анодними заземленнями (АГЗ) кожна. Для захисту від корозії сталевих підземних комунікацій, розміщених на майданчику УКПГ, передбачаються дві установки катодного захисту типу ; іІСКР-1,2 з одним глибинним анодним заземленням кожна. Корпуси перетворювачів для безпеки обслуговування підключені до захисного заземлення. 2.4 Характеристика якості підготовки свердловинної продукції Підготовка (очищення) газу здійснюється на УППГ в об'ємних і циклонних сепараторах на кожному УППГ у два ступеня, а потім загальна очистка – третій ступінь. Велика кількість сепараційного устаткування, у тому числі високоефективного циклонного, дозволяє досить повно уловлювати краплинно-рідку вологу і механічні домішки з газу. І хоча газ Свидницького родовища має низькі тиски, через низькі значення його температури, що досягають мінус 2-30С у зимовий період року, максимальне утримування вологи його підготовки" знаходяться, приблизно, на рівні 1,0г/м3, що за даних умов є непоганим показником. Цей факт підтверджується також і невисоким фактичними швидкостями руху газу в сепараторах другої ступені в порівнянні з допустимими при даних тисках. Про це ж свідчать і значення температури точки роси по волозі у цілому, виходячи з фактичного стану підготовки, запропоновані значення температур точок роси є реальними. Якість газу відповідає вимогам ГОСТ 5542-87. Параметри сепарації наведені в табл. 2.3. Таблиця 2.3 - Параметри сепарації газу Кількість газу, який підготовляється, тис.м3 / добу \| Параметри газу, який подається в газопровіл з УКПГ \| Фактична швидкість руху газу, м/с \| Допустима швидкість руху газу, м/с Точка роси по волозі, 0С \| Волого вміщення,г/м3 по ТУ \| факт 210,0 \| 2,0/2,0 \| 6,0/1,0 \| 0,53-1,0 \| 0,14 \| 0,25 2.5 Висновки про стан роботи системи збору і промислової підготовки свердловинної продукції та рекомендації щодо його покращення Технологія підготовки газу до транспорту пов'язана з рішенням проблеми ефективного використання його пластової енергії. Чим виший рівень використання потенційної енергії пласта, тим економічніша технологічна система підготовки газу довший період без компресорної експлуатації родовища. У відповідності до технологічної схеми підготовки газу Свидницького родовища можна виділити дві основні ділянки: ділянку від гирла свердловини до УППГ і саму установку підготовки газу. Найбільші втрати газу проходять в шлейфах свердловин, що знижує Іфективність їх роботи і є причиною забруднення механічними домішками і водою, яка виноситься газом з вибою свердловини. Відкладання механічних домішок і солей значно підвищує гідравлічні втрати по шлейфу, а також впливає на температурний режим технологічного процесу. Для покращення гідравлічного стану шлейфів необхідно проводити їх очистку. Це в значній мірі відноситься до Свидницького родовища. Шлейфи свердловин мають різну довжину, проходять по горбистій місцевості, що призводит до додаткового охолодження газу, випадання з нього вологи і відкладення в шлейфах в вигляді гідратів. Методи і засоби, які застосовуються для очистки трубопроводів, такі як продувка через відкрите січення труби, очисні поршні, скребки, дуже складні і не завжди виправдані. Практичне застосування можуть мати ПАР, які використовуються для очистки ємностей, при вибійної зони пласта, бо їх фізико- хімічні властивості дозволяють використовувати їх для очистки шлейфів на промислах. ПАР підбирають таким чином, щоб піна, яка утворюється з них мала високу кратність і була стійка при контакті з мінералізованою водою. Найбільш якісні при очистці шлейфів піни, утворені розчинами ПАР типу ОП-7, ОП-10, ДНС-А, Піна-76. Запуск піни в порожнину шлейфу здійснюють на гирлі свердловини.
1 2 3 4 5 Категория: Технологія виробництва \| Добавил: Aspirant (07.05.2013)
Просмотров: 346 \| Рейтинг: 0.0/0

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: