Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

"Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения"

Уфа 2007

Введение

ООО «Уренгойгазпром» – дочернее предприятие ОАО Газпром. Располагая мощной сырьевой базой, объединение Уренгойгазпром обеспечивает более 40 процентов общего объема добычи газа в России.

Основные направления деятельности:

– геологоразведочные работы;

– добыча углеводородного сырья, его чистка и переработка;

– научно-технические и проектные работы;

– строительство и ремонт промышленных и жилых объектов города Новый Уренгой;

– внешнеэкономические связи.

Объединению Уренгойгазпром принадлежит авторство многих технических решений, сыгравших важную роль в развитии российской газовой отрасли.

Уренгойское месторождение находится в разработке 27 лет и вступило в период падающей добычи с резким падением пластового давления.

Для обеспечения нормальной работы систем осушки газа при пониженных давлениях контакта, на Уренгойском месторождении проводились активные работы по совершенствованию сепарационного и массообменного оборудования с участием ЦКБН, ВНИИГАЗа и института ТюменНИИГипрогаз. В дипломном проекте рассмотрена модернизация абсорбера ГП–502 с внедрением в массообменную секцию регулярной пластинчатой насадки.

Основной задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей, осушка до требуемой точки росы и компримирование для подачи в магистральный газопровод. Все это необходимо выполнять с минимальными потерями пластовой энергии, наибольшей технологической и экономической эффективностью.

1. Геолого-промысловая характеристика УНГКМ

1.1 Орогидрографическая характеристика района

Район находится в северной части Западносибирской низменности. Административно месторождение располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).

Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого – холмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от + 18 до + 80 м.

Район находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 1°С на 100 км. Строение многолетнемерзлых толщ - от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого - в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360 - 500 м. Температура ММП от минус 1 до минус 5°С. Температурный градиент по толще ММП (средний) – 3,8°С на 100 метров разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжение города Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развития этих таликов.

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 6 до 15°С, а максимальная может достигать 40°С.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождений

Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и теплыми месяцами составляет 80°С. Мощность снежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает 1-2 м в понижениях рельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм. Большая часть их (70%) выпадает в летние месяцы.

Гидрографическую сеть образуют р. Пур (на востоке района) и ее левые притоки – р. Ево-Яха, р. Нгарка-Есетояха, р. Малхой-Яха, р. Табъяха, р. Хадуттэ. Судоходна только река Пур. Реки вскрываются в конце мая - начале июня, замерзают в середине октября.

Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов. До 1977 ближайшим действующим был газопровод Медвежье – Центр, в 1978 начал действовать газопровод Уренгой–Надым, а в 1983 Уренгой – Помары – Ужгород. В южном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск.

Транспортировка нефти и конденсата производится по продуктопроводу Уренгой - Сургут.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.

Палеозойский фундамент

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ – 6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизированными аргиллитами и алевролитами. Скважиной 414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита.

Триасовая система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники, в верхней – переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюу и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений составляет 4-6 км.

Юрская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Тюменская свита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49 - 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя – аргиллитами.

Меловая система состоит из песчано-глинистых отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща – это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ₁₂ , БУ₁₃ , БУ₁₄ имеются углеводороды. В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ_10-11.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м.

Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4 пласта БУ₇ , БУ₈ ⁰ , БУ₈ , БУ₉ , три из которых продуктивны. По всей площади над пластом БУ₈ ⁰ четко прослеживается реперные «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты 131 – 215 м. Усть-Балыкская пачка – это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны БУ_1-2 и БУ_5-6 . Толщина пачки 181 – 336 м. Пимская пачка толщиной 23 – 58 м – это алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231 – 424 м - переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Покурская свита (апт-альб-сеноман) – чередование алевритопесчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 – 350 м. Общая мощность отложений свиты 812 – 978 м.

Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 – 80 м.

Березовская свита – глины монтмориллонитового состава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 – 314 м.

Ганькинская свита толщиной 234 – 350 м представлена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 – 301 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49 –95 м.

Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17 – 75 м.

Четвертичная система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18 – 140 м глинами, диатомитами.

1.3 Тектоника

Уренгойская площадь. Приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м. Устанавливается 2 купола: – южный, в пределах южной переклинали (УКПГ-1АС) и основной, с максимумом поднятия в районе УКПГ-8. На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным бурения по сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойской и Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10 – 15 км.

Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено.

Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорным отражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ₈ ⁰ Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15 – 21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе – 2600 м имеет размеры 25 ´ 9 км, амплитуду – 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 29 ´ 5,5 – 10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 ´ 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус – один градус 20 минут).

По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе – 1200 м имеет размеры 120´31 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.

1.4 Нефтегазоносность

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м³ в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) - Северо-Уренгойской.

Фильтрационно-емкостные параметры:

– открытая пористость 28 - 35%;

– проницаемость 0,3 мкм² – 3,5 мкм² ;

– газонасыщенность 70 - 74%;

– начальное пластовое давление 12,25 МПа;

– средняя температура залежи 31°С.

Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 – 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

С 1971 на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК₁₈ , ПК₂₁ , АУ₉ , АУ₁₀ , БУ₀ , БУ_1-2 , БУ₅ , БУ₈ ⁰ , БУ₈ , БУ₉ , БУ_10-11 , БУ₁₂ ¹ , БУ₁₂ ² , БУ₁₃ , БУ₁₄ , залегающими в интервале глубин 1780 – 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 – 3500 м. Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии с «Комплексным проектом разработки. «составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему (1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м³ и 6,2 млн. т. в год.

В настоящее время в разработке находятся газоконденсатные залежи I–IV объектов эксплуатации и нефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленному освоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК₂₁ , АУ₉ , БУ₁₅ , БУ_16, а также ачимовской толщи, расположенные в пределах лицензионного участки ДП «Уренгойгазпром».

Статиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас – валанжина и тангаловкой свите валанжин – готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК₁₈ , ПК₂₁ , группы АУ_, пласты БУ₀ – БУ_5, (все пласты газонасыщеные), пласты БУ₈ ⁰ , БУ₈ , БУ₉ , БУ_10-11 , БУ ₁₂ ¹ , БУ₁₃ , БУ₁₄ (нефтегазонасыщенные), пласты БУ₁₂ ² , БУ₁₅ , БУ₁₆ , БУ₁₇ (газонасыщенные).

При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.

В пределах Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежи в пластах ПК_18, ПК₂₁ , АУ_10, БУ₀ , БУ₅ , а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С₂ ) в пластах ПК₁₆ и БУ_1-2 [2].

Залежь в пласте ПК₁₈ залегает на глубинах 1745–1790 м и обладает максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся 7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.

Залежь плата ПК₂₁ по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах 1890–1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных скважин принят по данным ГИС на а.о. – 1858 м.

Небольшая залежь в пласте АУ₁₀ залегает на глубинах 2245–2260 м. В принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт БУ₀ индексировался как БУ_3.

Рисунок 1.2 – Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ

С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам ГВК опушен до а.о. – 2340 м. (сравнительно с – 2333 м. принятом при утверждении запасов в ГКЗ).

Пласт БУ₅ на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта и залегает на глубинах 2505–2537 м.

Залежи в пластах ПК₁₆ и БУ_1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный интерес может представлять залежь в пласте БУ_1-2 , имеющая высоту 27 м. В пласте ПК₁₆ поле газоносности приурочено к самой сводовой части Южного купола, высота залежи немного более 10 м.

II эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ₈ ⁰ , БУ₈ и БУ_9. К пласту БУ₈ приурочена единая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), в северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около 100 м [2].

В пределах Южного купола пласт БУ₈ ⁰ не имеет четкого раздела от нижележащего пласта БУ_8. На основании отметок газоводяного контакта при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ₈ ⁰ – БУ_8.

При этом газоводяная зона расширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 км южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.

Залежь в пласте БУ₈ также единая в пределах всех структурных элементов, по морфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогична вышеописанной.

К плату БУ₉ приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной залежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м.

III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ_10-11 (БУ₁₀ ¹ , БУ₁₀ ² , БУ₁₁ ¹ , БУ₁₁ ² , БУ₁₁ ³ ) и пласт БУ₁₂ ¹ . Пласт БУ₁₀ соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ₁₀ ¹ и БУ₁₀ ² ). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе (106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширина газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км за исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км. Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ₁₁ ¹ приурочены две газоконденсатные залежи: основная


29-04-2015, 00:38