Оптимизация режима работы установки низкотемпературной сепарации на газоконденсатном промысле №11в Уренгойского месторождения

Обозначения и сокращения 5
Введение 6
1 Основные проектные решения по разработке газоконденсатных залежей Ен-Яхинского НГКМ 8
2 Системы промысловой подготовки газов газоконденсатных месторождений 11
2.1 Состояние промысловой подготовки газа ГКМ 11
2.2 Общая характеристика технологии низкотемпературной сепарации 11
2.2.1 Практический опыт применения технологии НТС 12
2.3 Перспективы совершенствования низкотемпературных процессов промысловой подготовки газа 13
2.4 Общая характеристика технологии низкотемпературной абсорбции 15
3 Описание технологического процесса и технологической схемы УКПГ-11В Уренгойского НГКМ 16
3.1 Общая характеристика объекта 16
3.2 Система сбора газа 17
3.3 Возможные технологические схемы работы 20
3.4 Здание переключающей арматуры 23
3.5 Установка комплексной подготовки газа и извлечения нестабильного конденсата 24
3.6 Станция охлаждения газа 29
4 Характеристика исходного сырья, реагентов и изготовляемой продукции УКПГ-11В 30
4.1 Исходное сырьё 30
4.2 Товарная продукция 32
5 Определение оптимальных параметров процесса НТС на основе построенной модели УКПГ-11В Ен-Яхинского НГКМ 35
5.1 Постановка задачи 35
5.2 Определение критериев эффективности работы низкотемпературного сепаратора 37
5.3 Выбор условий для моделирования процесса НТС 37
5.4 Определение влияния режимных параметров на эффективность работы низкотемпературного сепаратора 38
5.4.1 Определение влияния термобарических условий на процесс НТС 38
5.4.2 Определение влияния подачи нестабильного конденсата в низкотемпературный сепаратор 47
Заключение 49

Весь текст будет доступен после покупки

Газ, добываемый на газоконденсатных месторождениях (ГКМ), как и газ газовых месторождений, перед его магистральным транспортом проходит подготовку на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Под подготовкой таких газов подразумевается выделение из них капельной жидкости (влаги) и жидких углеводородов (нестабильного конденсата) [1, 2].
С каждым годом в нефтехимической промышленности растёт спрос на конденсат, добываемый из этих месторождений. Однако на сегодняшний день тенденция такова, что большинство крупных газоконденсатных месторождений находятся на падающей стадии разработки, газоконденсатный фактор снижается, и проектные схемы подготовки газа не обеспечивают требуемый уровень извлечения нестабильного конденсата (НК) – группы конденсатообразующих компонентов С3+ в рабочих термобарческих условиях. Поэтому всё актуальней становится вопрос оптимизации режимов и модернизации существующих технологий подготовки таких газов.
В настоящее время углубленное извлечение фракции компонентов С3+ в нестабильный конденсат в промысловых условиях возможно достичь снижением температуры на конечной ступени низкотемпературной сепарации газа за счет подбора давления максимальной конденсации этой фракции из газа [3, 4].

Весь текст будет доступен после покупки

1 Основные проектные решения по разработке газоконденсатных залежей Ен-Яхинского НГКМ

Ен-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1970 г. Промышленная разработка месторождения была начата в декабре 2003 г., при опережающей разработке двух газонасыщенных пластов, выделенных в два самостоятельных объекта [5].
Начальные параметры газоконденсатных систем Ен-Яхинского НГКМ определены в периоды геологоразведочных работ и опытно–промышленной эксплуатации. По результатам промысловых и лабораторных исследований установлено, что данные системы насыщены углеводородами С5+В. Начальное потенциальное содержание С5+В (ПС5+В) в пластовом газе БУ81–2 – 289 г/м3 при пластовом давлении 29,1 МПа, а в БУ102 – 262 г/м3 при пластовом давлении 30,8 МПа. Залежи пластов характеризуются средними значениями пористости 15-16 %, проницаемости 26-36 мД, газонасыщенными толщинами 2-14 м [5].
Одним из первых проектных решений было – разработка газоконденсатной части месторождения с последующим вводом метода поддержания пластового давления. Чтобы реализовать данный метод Ен-Яхинское месторождение было разбурено 3 рядами скважин: один из них – нагнетательный расположен в купольной части, а остальные два – добывающие ряда расположены в периферийной части месторождения.
Большая часть запасов газа на Ен-Яхинском месторождении находится в газовых шапках. Объемы извлекаемого газа в 7 раз превышают запасы конденсата и в 11 раз – запасы нефти. Из этого следует, что в первую очередь была организована добыча конденсатосодержащего газа из залежей. Дальнейшее продолжение разработки месторождения только газоконденсатных частей при истощении пластовой энергии негативно скажется на извлечении запасов нефти.
Теоретически было доказано, что внедрение методов поддержания пластового давления на любой стадии разработки приводит к повышению извлечения конденсата. Об этом свидетельствуют отечественный и зарубежный опыт, который подтвердил возможность повышения конденсатоотдачи в сравнении со разработкой на истощение пластовой энергии.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки