Курсовая работа (т): Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)

Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)

Федеральное Агентство по Образованию

Государственное образовательное учреждение профессионального высшего образования

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра “разработки газовых и газоконденсатных месторождений”

Курсовая работа

Тема: “Подготовка газа на месторождении Медвежье

(адсорбционный метод осушки газа)”

Выполнил:

студент гр. НРГ 04-2

Криницкий А.В.

Тюмень 2008

Содержание

Введение

. Геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье

1.1 Орогидрографическая характеристика района

.2 Тектоника геологического разреза

.3 Литология и стратиграфия разреза месторождения

.4 Газоносность продуктивного пласта

.5 Гидрогеологическая характеристика

.6 Свойства пластовой воды

.7 Геокриологические условия

.8 Свойства пород коллекторов

.9 Состав газа

.10 Запасы газа

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Основные проектные решения

.2 Система разработки

.3 Система размещения скважин

.4 Отбор газа

.5 Продуктивность скважин

.6 Конструкция скважин

.7 Осложнения в конструкциях скважин

.8 Условия эксплуатации скважин

.9 Ввод ДКС

.10 Контроль за разработкой

.11 Особенности контроля за разработкой месторождений при центрально-групповом и кустовом расположении скважин несовершенных по степени вскрытия

3. Технологическая часть

3.1 Обзор существующих методов осушки газа

.2 Общие сведения по адсорбционному УКПГ

.3 Характеристика исходного сырья, изготовленной продукции, реагентов, адсорбентов и углеводородного конденсата

.3.1 Характеристика исходного сырья

.3.2 Характеристика изготовляемой продукции

.3.3 Характеристика реагентов

.3.4 Характеристика адсорбентов

.3.5 Характеристика углеводородного конденсата

.4 Описание технологического процесса

.4.1 Входные манифольды

.4.2 Входной сепаратор С - 401

.4.3 Адсорбер Q - 401

.4.4 Выходной коллектор цеха

.4.5 Газосборный коллектор  1020 мм

.4.6 Технологическая линия регенерации адсорбента

.4.7 Компрессор газа регенерации К - 401

.4.8 Подогреватель газа регенерации F - 401

.4.9 Десорбер (адсорбер) Q - 401 или Q - 402

.4.10 Холодильник Е - 401

.4.11 Сепаратор газа регенерации С - 402

.4.12 Технологическая линия цикла охлаждения адсорбента

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Сегодня более 60 % добываемого в стране газа получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области. Почти весь прирост добычи газа в ближайшие 10 - 15 лет также связан с форсированным развитием месторождений Западной Сибири.

Освоение региона начато в 1972 г. введением в разработку Медвежьего месторождения, затем Уренгойского (1978 г.), Вынгапуровского (1978 г.), Ямбургского (1986 г.).

На севере Тюменской области создана надежная сырьевая база для интенсивного развития газовой промышленности страны. В регионе сконцентрировано до 75 % Российских разведанных запасов природного газа, что позволило организовать здесь крупнейший в мире территориально - промышленный комплекс по добыче углеводородного сырья.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье

1.1 Орогидрографическая характеристика района

Медвежье месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины, в междуречье реки Надым и реки Пур и простирается в субмеридиональном направлении на юг, от юго-восточной границы Обской губы, восточное поселка Ныда, до реки Правая Хета.

В административном отношении месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Город Надым расположен в 70-80 км к западу от месторождения на правобережье одноименной реки, впадающей в Обскую губу. В северном направлении расположены посёлок Ныда и посёлок Нумги, а в юго-восточном - посёлок Пангоды. Ближайшая железнодорожная станция Лабытнанги находится на расстоянии 330 км западнее месторождения. Осуществляется грузовое движение по железной дороге Старый Надым - Новый Уренгой. В южной части месторождения проходит трасса газопроводов Надым - Пунга - Урал.

В орогидрографическом отношении район работ представляет собой полого холмистую водораздельную равнину с абсолютными отметками рельефа от 35 до 100 м. В долинах рек отметка рельефа уменьшается до 7-20 м. Наименьшие отметки характерны для северной части месторождения. Наиболее крупной рекой является река Надым. Ширина ее составляет 200 - 300 м, глубина - 2-3 м на плесах и 0,2 - 0,6 м на перекатах. Течение спокойное, русло сильно маневрирует, образуя на всём протяжении большое количество проток. Ширина речных долин изменяется в пределах от 0,1 до 10 км. Вскрытие льда происходит в конце мая в начале июня. Ледостав заканчивается в конце октября, однако движение гусеничного транспорта по льду возможно лишь с конца ноября.

Наибольшим распространением пользуются озёра, большинство термокарстового происхождения, характеризуемые округлыми очертаниями. Размер озёр варьируется в интервале от 4,5 до 20 км², глубина от 1 до 5 м. Встречаются озёра провального типа, размером до 2,5км² и глубиной до 20 м.

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым - Правая Хета достигает 200 - 250 м, нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке месторождения достигает примерно 430 м. Район расположен в лесотундровой зоне. Леса приурочены в основном к долинам рек и склонам водоразделов. Здесь произрастают лиственница, ель, сосна, берёза, кедр.

Климат района субарктический и характеризуется продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет плюс 5,6 °С. Наиболее холодными месяцами являются январь и февраль. Среднемесячная температура в январе составляет примерно - 30 °С. Только четыре месяца в год (июнь - сентябрь) имеют положительную среднемесячную температуру.

Среднегодовое количество осадков составляет 300 мм, из них 75 % выпадает летом. Толщина снежного покрова в понижениях рельефа достигает 1 м, а на открытых участках - 0,25 - 0,3 м.

Сложный рельеф, а также плохой климат сказались на отсутствии дорог, что создает определенные трудности при освоении этого региона. Вдоль месторождения проложена автомобильная дорога из поселка Пангоды. Действуют железная и автомобильная дороги Старый Надым - Пангоды. Грузы доставляются водным путём до посёлка Ныда или Старого Надыма. Зимой возможна перевозка грузов гусеничным транспортом.

В районе производятся геологоразведочные работы и добыча газа. Водоснабжение объектов осуществляется с крупных водозаборов: Ныдинского и Пангодинского.

Электроснабжение осуществляется со стационарной электростанции с агрегатами типа МГ - 3500 мощностью 17500 кВт, передвижными электростанциями типа ПАЭС - 2500 (шесть агрегатов) мощностью 15000 кВт, плавучей электростанцией марки ПЛЭС - 0,5 (“Северное сияние”) с агрегатами 12 ГТЗ мощностью 24000 кВт и частично с Сургутской ГРЭС .

1.2 Тектоника геологического разреза

Разведка месторождения проводилась в 1966 - 1969 гг. На месторождении было пробурено 30 разведочных скважин, по результатам которых промышленная газоносность установлена в отложениях сеномана. Газовая залежь приурочена к верхней части песчаных пород усть-тазовской серии (готеррив - сеноман).

Месторождение связано с трехкупольной системой поднятий, среди которых наиболее четко выделяются Ныдинский и Медвежий куполы (см. рисунки 1.1 и 1.2). Данные эксплуатационного бурения позволили существенно уточнить структурный план месторождения. В большинстве случаев отметки кровли сеноманской продуктивной толщи по новым разведочным наблюдательным и добывающим скважинам, существенно отличаются от отметок на структурной карте подсчёта запасов газа 1969 г. Расхождение отметок составляет 6-40 м. По новым данным бурения структурная поверхность сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем представлялась на этапе разведочного бурения, причем сложность строения отмечается как в сводовой части, так и в крыльевых зонах.

В пределах сводовой части выявились более мелкие структурные формы размером от 1,1 до 1,4 км и разделяющие их прогибы, образующие чередующиеся “цепочки”. Крыльевые зоны оказались нарушенными заливами, направленными к осевой зоне поднятия.

Рисунок 1 - Структурная карта месторождения Медвежье

Рисунок 2 - Геологический разрез месторождения Медвежье

Мегавал имеет меридиональное простирание. Длина составляет 180 км, ширина - 20-50 км. С севера мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала, на юге граничит с Танловской впадиной, на западе - Нижненадымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие. Медвежий вал, Западно-Пангодинский структурный нос, осложнённые локальными поднятиями III порядка. Строение их прослежено по опорным отражающим горизонтам и данным бурения.

По отражающему горизонту ”Б” (верхняя юра) Ныдинское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 3300 м, имеет размеры 17,5 - 12,5 км, при амплитуде 150 м.

Свод поднятия осложнён двумя вершинами. Медвежий вал также оконтуривается изогипсой - 3300 м, размеры его 40 - 90 км, амплитуда 250 м. Вал характеризуется резко асимметричным строением: крутое, резко выраженное восточное крыло и пологое западное крыло с расплывчатыми очертаниями. Сводовая часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина разделяющая эти структуры имеет широтное простирание при глубине около 50 м;

По отражающему горизонту ”Г” (сеноман) Медвежий вал и Ныдинское поднятие оконтуриваются изогипсой - 1100 м. Их асимметричное строение сохраняется, восточное крыло круче западного. По сейсмоизогипсе - 1100 м, Ныдинское поднятие имеет размеры 20-35 км при амплитуде более 50 м. Медвежий вал, по изогипсе - 1100 м, имеет размеры и 20-80 км и амплитуда его составляет 100 м. По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское поднятие оконтуривается изогипсой - 1150 м, при этом их длина составляет 120 км, ширина до 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия - 125 м. Восточное крыло крутое (до 2°) по сравнению с западным 30° - 40°. Медвежий вал осложнен тремя локальными поднятиями: Северо-Медвежье, Средне-Медвежье и, собственно, Медвежьим (южным).

1.3    
Литология и стратиграфия разреза месторождения

В разрезах большинства разведочных, а также эксплуатационных и наблюдательных скважин вскрыты верхнемеловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Только в разрезах глубоких разведочных скважин (17,29,30-32,34-39) вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м (скважина 30). Охарактеризованность участков геологического разреза месторождения керновым материалом крайне неравномерна. Наиболее хорошо изучены отложения сеноманского возраста.

Верхний мел. Верхний мел сложен покурской, кузнецовской, берёзовской и ганькинской свитами.

Покурская свита - чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники: серые, светло - серые, с зеленоватым оттенком, мелко - среднезернистые, каолинизированные, прослоями известковые, в верхней части с включением янтаря. Алевролиты: серые, темно - серые, разнозернистые, слюдистые, иногда известковые. Аргиллиты: серые, темно - серые, плотные, алевритовые, местами пиритизированные, прослоями обугленный растительный детрит. В нижней части пачка песчаных пород толщиной 50-120 м, в средней части преобладают алевриты глины. К верхней части разреза приурочена залежь газа.

Ганькинская свита сложена глинами с зеленоватым оттенком алевристыми, иногда известковыми, плотными, с многочисленными углистыми растительными остаткам. Толщина свиты 180-238 м.

Кузнецовская свита, сложена темно - серыми с зеленоватым оттенком или коричневатым оттенком глинами, вязкими, глауконитовыми, слюдистыми, с включениями растительных остатков, пиритизированными. Толщина свиты 50-60 м.

Березовская свита - подразделяется на две подсвиты: верхнюю и нижнюю. Нижняя подсвита, сложена глинами серыми опоковидными, слабоалевритистыми, плитчатыми, с редкими прослоями. В верхней части отмечается пласт кремнисто глинистых алевритов, возможно слабо газонасыщенных. Верхняя подсвита, представлена глинами серыми, слабоалевритистыми опоковидными, с прослоями светло - серых, полевошпатовых, кварцевых глауконитовых алевролитов. Толщина свиты 158-253 м.

Палеогеновая система. В эту систему входят тибейсалинская, люлинворская, чеганская и атлымская свиты.

Тибейсалинская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами серыми, темно - серыми, алевритистыми с включениями растительных остатков и прослоями светло - серых песков и алевролитов. Верхняя подсвита сложена серыми, желтовато - серыми, тонкозернистыми каолинизированными глинами, с многочисленными растительными остатками, с прослоями алевритистых глин. В верхней части выделяется пласт чёрных глин толщиной 15-20 м. Толщина свиты 354 - 416м.

Люлинворская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена опоковидными глинами и опоками синевато - серыми, глинистыми. Средняя подсвита представлена диатомитами светло - серыми, глинистыми (слабоглинистыми), легкими. Верхняя подсвита сложена диатомитовыми глинами, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты 180 - 210 м. Чеганская свита представлена глинами зеленовато - серыми, алевритистыми, слоистыми с прослоями кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 50 м.

Атлымская свита сложена песками светло-серыми, полевошпатокварцевыми, тонко грубозернистыми, каолинизированными, с прослоями плитчатых глин с включением гравия и галек. Толщина свиты 70 м.

Четвертичная система. Разрез четвертичной системы представлен песками, глинами, супесями, суглинками. Залегают четвертичные отложения с размывом на нижележащих осадках. Толщина системы 80 м.

1.4    
Газоносность продуктивного пласта

Месторождения углеводородов на севере Тюменской области приурочены семи нефтегазоносным комплексам: нижнесреднеюрскому, верхнеюрскому, рерриасваланжинскому, валанжинготеривскому, готериваптскому, аптсеноманскому и турондатсному. В валанжинготеривском комплексе установлена небольшая литологическая экранированная газоконденсатная залежь на восточном погружении Ныдинского поднятия.

Основные запасы газа приурочены к верхней части аптсеноманского комплекса и являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9 - 1130,4 м и представлена значительной толщей песчано-алевролитовых и глинистых пород, фациально замещающихся на незначительных расстояниях. Коллекторами газа являются песчаники, алевролиты и не отсортированные алевритопесчаные породы. Толщина отдельных прослоев коллекторов изменяется от 0,4 до 28 м. Наибольшим распространением пользуются прослои коллекторов толщиной 2 - 4 м. Толщина разделяющих глинистых прослоев составляет 0,4 - 25, 2 м (в пределах газо-насыщенной части разреза), в основном преобладают прослои толщиной 0,4 - 4м.