Материал: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении

Специальная часть

1. Анализ способов использования попутного нефтяного газа на Ванкорском нефтегазоконденсатном месторождении

На Ванкорском месторождении основными направлениямииспользованияПНГявляются:

• 
  Потребление на собственные нужды
  
• 
  Закачка ПНГ в пласт для системы ППД
  
• 
  Поставка газа отдаленным потребителя.
  

Динамикуизменениятекущегоиплановогообъемагаза,используемогопо даннымнаправленияможно проследитьнарисунке3.2.
Объем газа, млн. м3/год
10000 9000800070006000500040003000200010000

Год
Рисунок3.2–ИспользованиегазанаместорожденииДля обеспечения подготовки добываемого газа для его потребления насобственные нужды или реализации сторонним организациям на Ванкорскомместорождениипредусмотренадовольнообширнаягазоваяинфраструктура.(рисунок 3.3)ВыделяемыйнаЦПС,УПСВЮГиУПСВСеверПНГнаправляетсясначала на компрессорные станции низкого давления (газ концевых ступенейсепарации) и компрессорные станции высокого давления 1, 2 и 3 (весь объемвыделяемого ПНГ).ПНГ подаваемыйна компрессорные станциивысокого давления (ГКСВД) 1,2 суммарной производительностью 4,12 млрд. м³/год на первой из трехступеней сжатия компримируется до 4 МПа и выводится на установку осушки(УО) ПНГ, в составе КУПГиК, производительностью 5,1 млрд. м³/год и на УОподпиточного газа (на которую также поступает ПГ) производительностью 1,12млрд.м³/год.ПГ (2г, 3г, 4г,14,14а,14б,14в,14г)
ПГ (2г, 3г,
4г, 5г)ТГнаГКСРисунок3.3-ПринципиальнаясхемагазовойинфраструктурыВанкорскогоместорожденияУстановкиосушкиработаютсиспользованиемабсорбционнойтехнологии.ПослеУОосушенныйПНГпоступаетнаустановкувыделенияприродного газоконденсата (УВПГК). Установка работает по принципу НТС свнешним холодильным циклом (ПХУ). Затем большая часть ПНГ направляетсяобратно на КСВД 1,2 на вторую и третью ступени компримирования, а часть

ПНГ(неболее10%)наустановкуподготовкитопливногогазавысокогодавления (УПТГ ВД). На УПТГ ВД также поступает газ от УО подпиточногогазаиУПГврайонекустагазовыхскважин№№14-14г.Полученныйнаустановкетопливныйгазвосновномиспользуетсянаблокахрегенерацииабсорбента, на ГКС ВД 1 и 2, на ГТЭС. ПНГ после ГКС ВД 1,2 смешивается сПБФ полученной на установке переработке природного газового конденсата(УППГК) и с давлением28-32 МПа направляется на закачку в пласт с цельюППД,приэтомчастьгазанаправляетсянаузелредуцирования(УРГКС)всоставе ГКС ВД3. В УР ГКС ВД 3 газ делиться на два потока и направляется наУОподпиточногогазаина установкуотбензинивания всоставе УПГ-2.На ГКС ВД 3(производительностью 4,9 млрд.м3/г) поступает как ПНГ отвходныхсепараторовГКСВД1,2,такиПГсоскважингазовыхкустов№2Г,3Г,4Г и 5Г и одиночных скважин ВН-7,ВН-9,ВН-11. Перед поступлениемна 1-ю ступенькомпримирования ГКСВД3ПГпроходитчерезустановкусепарации (УСПГ производительностью 2,9 млрд.м3/г).Подаваемый на ГКСВД3 газ компримируется до 12,5 МПа и направлен на Установку осушки ПНГ (УОПНГвсоставеУПГ-2)абсорбциейпроизводительностью4,9млрд.м³/год.Затемосушенныйгазпоступаетнаустановкуотбензинивания(накоторуютакжепоступаетПНГотузла редуцированиягаза)производительностью5,6 млрд. м³/год,работающуюпопринципуНТКсиспользованиетурбодетандерных агрегатов. Основная часть подготовленного газа реализуетсяв магистральный газопровод

, а часть направляется на установку подготовки топливного и уплотнительного газа (УПТиУГ) ГКСВД 3 и используется как топливный газ на ГКСВД 3.

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14

Закачка ПНГ в пласт для системы ППД

ДляинтенсификацииизвлечениянефтиприразработкеВанкорскогоНГКМ,атакжеутилизациичастидобываемогопопутногонефтяногогаза(ПНГ),проектомпредусмотренасистемаподдержанияпластовогодавленияводойиПНГ.ВкачестверабочихагентовсистемыППДпредусмотреноиспользованиепластовой водыи частиПНГ.СогласнотехнологическойсхемеразработкиВанкорскогоНГКМ(Принципиальная схема закачки ПНГ представлена на рисунке 3.4), на полноеразвитие, ПНГ от УПСВ под собственным давлением поступает на ЦПС для егоподготовки, компримирования и последующей закачки в пласт. Нагнетание газапредусмотреновгазонагнетательныескважиныкустов№№1,2.Рабочеедавлениенаустьяхгазонагнетательныхскважинсоставляетот27-31МПа.Рисунок3.4-ПринципиальнаятехнологическаясхемазакачкигазасцельюППДСистемаППДПНГнаполноеразвитиепредставленанарисунке3.5.ПорезультатампроведенногогидравлическогорасчетасистемыППДПНГполученыминимальныенеобходимыезначениядавленийнагазораспределительном блоке (ГРБ) кустов скважин. Расчётные минимальныенеобходимые значения давлений на ГРБ кустов скважин системы ППД ПНГпредставлены в таблице3.4.Таблица3.4 -Расчётные минимальные необходимые значения давлений на ГРБ