Физико–химическая характеристика пластовых флюидов

Пласты первого эксплуатационного объекта принципиально отличаются составом и свойствами пластовых газов (таблица 1).

Таблица 1 – Термобарические условия и конденсатный потенциал пластов I объекта

Зона	Пласт	Рпл, МПа	Тпл, °С	Потенциал С₅₊ (принят в ГКЗ), г/м³
Северный Купол	ПК₂₁	17,63	49,0	56
	АУ₉	20,57	60,0	75
	БУ_0-2	22,83	63,8	75
	БУ₅	24,33	67,7	95
Южный Купол	ПК₁₈	17,39	49,0	8
Южный Купол	БУ₅	24,76	71,7	95

Пластовые системы I эксплутационного объекта делятся на три группы:

Пласт ПК₁₈

Пластовое давление изменяется от 17,73 до 18,85 МПа, пластовая температура составляет 51 - 52ºС.

Стабильный конденсат залежи имеет ярко выраженный нафтеновый тип:

- ароматических углеводородов – 2,95%;

- нафтеновых – 72,75%;

- метановых – 24,3%;

- плотность конденсата от 776 до 779 кг/м³;

- выход легких фракций до 100 ºС порядка 13 %масс.

Пластовый газ имеет очень низкое содержание пропана от 0,09 до 0,15% мольных и бутанов от 0,16 до 0,24% мольных. Потенциал С₅₊ в пластовом газе от 7,8 до 8,3 г/м³.

Пласты АУ₉, БУ₁ - БУ₅

Пластовое давление залежей составляет от 21,28 до 24,42 МПа, температура от 57 до 65 ºС.

Стабильный конденсат залежей имеет стандартный для валанжинских залежей Уренгойского месторождения метано–нафтеновый углеводородный состав:

- ароматических углеводородов – от 7 до %;

- нафтеновых - от 28 % до 33%;

- метановых - от 62 % до 66%;

- плотность конденсата - от 712 до 725 кг/м³;

- выход легких фракций до 100 ºС порядка - от 38 до 41%.

Пластовый газ имеет стандартное для валанжинских залежей содержание пропана и бутанов:

- пропана – от 1,6 до 5,4 % мольных;

- бутанов – от 0,9 % до 2,4 % мольных.

При этом нормальный бутан представлены примерно в равных концентрациях. Потенциал С₅₊ в пластовом газе от 93 до 113 г/м³.

В целом пластовый газ залежей по составу и физико–химическим свойствам аналогичен газам более глубоко залегающих залежей валанжинских горизонтов.

Пласт ПК₂₁

Плотность конденсата составляет 742 кг/м³, что меньше, чем у конденсата пласта ПК₁₈, но больше, чем у глубоко залегающих залежей. Коэффициент усадки нестабильного конденсата составляет от 0,803 до 0,833. В целом в нестабильных конденсатах пласта ПК₂₁ содержание углеводородов от пропана до пентанов носит промежуточный характер относительно нестабильных конденсатов пластов ПК₁₈ и более глубоко залегающих пластов группы БУ.

Пластовый газ пласта ПК₂₁ содержит пропана 0,19 % мольных, бутанов – 0,28 процента. Потенциал С_5+вв пластовом газе составляет 56 г/м³.

Плотность конденсата залежей II объекта изменяется от 749 до 751 кг/м³, молекулярная масса от 101 до 108, НК – от 46 до 52^оС, выход фракций, процент объемные: НК-150^оС – 56%, от 150 до 200^оС – от 17 до 18%, 200-КК^оС – от 19 до 20,6%. Содержание серы – от 0,013 до 0,015%, парафинов от 0,17 до 0,406%. В углеводородном составе ароматических углеводородов от 9,4 до 10,7%, нафтеновых от 34,4 до 36% и метановых от 52,3 до 58,1%.

Параметры физико-химической характеристики конденсата, залежей третьего объекта разработки характеризуются следующими значениями: плотность – 748кг/м3, молекулярная масса – 106, НК-47 ^оС, выход фракций НК-150^оС –60%, от 150 до 200^оС – 16,7%, 200-КК – 19,2%, КК – 332 ^оС. Содержание серы – 0,016, парафинов – 0,309%, ароматических углеводородов – 9,22%, нафтеновых – 33,5% и метановых – 56,58% массовых.

Свойства проб конденсата, отобранных при испытании залежей четвертого эксплуатационного объекта, характеризуются следующими значениями: плотность от 735 до 756 кг/м³, молекулярная масса 100-112, НК – от 34 до 52 ^оС, выход фракций, проценты объемные: НК-150^оС – от 55 до 60%, от 150 до 200^оС – от 13 до 17 процентов, 200-КК ^оС – от 18 до 25%, КК- от 327 до 359 ^оС. Содержание серы составляет от 0,015 до 0.066%, парафинов от 0,11 до 0,705% массовых. В составе конденсата содержится: ароматических углеводородов от 10,7 до 11,67%, нафтеновых от 23,62 до 34,18% и метановых от 55,09 до 64,71%.

По V эксплуатационному объекту цвет конденсатов изменяется от желтого до темнокоричневого. Коричневые оттенки говорят о возможном наличии в их составе некоторого количества нефти. Плотность конденсата изменяется от 0,751 до 0,783 г/см³ при средней молекулярной массе дебутанизированного конденсата 118, вязкость конденсата определена в интервале от 0,982 до 1,481 *10^-2 см²/сек. Конденсат имеют метано-нафтеновый тип.

Техническая часть

Основные особенности оборудования и технологии на УКПГ-5В

Установка комплексной подготовки газа № 5В введена в эксплуатацию в феврале 1986 года. На УКПГ-5В применена типовая схема низкотемпературной сепарации газа.

УКПГ-5, дожимная компрессорная станция № 5 (далее – ДКС-5) I ст., II ст., УКПГ–5В и ДКС УКПГ-5В входят в состав газоконденсатного промысла ГКП–5.

В феврале 2009 года на УКПГ-5В была реализована система регенерации метанола из раствора ВМР низкой концентрации.

Процесс осушки газа происходит на 4-х технологических линиях (далее – т.л.) установки низкотемпературной сепарации (далее – УНТС), оснащенных аппаратами трехступенчатой сепарации газа ГП-643.00.000 производительностью 5,0 млн. м3/сут.

Подготовка природного газа к транспорту осуществлялась по следующей технологической схеме (рисунок 3).

Сырой газ со скважин проходит: газосборный коллектор (далее – ГСК) – площадка отключающей арматуры (далее – ПОА) – здание переключающей арматуры (далее – ЗПА) – цех очистки газа (далее – ЦОГ)* ДКС 5В – ДКС 5В – установка охлаждения газа (далее – УОГ) – УНТС – ЦОГ** ДКС-5 – ДКС II ст. – АВО II ст. – УЗГ – межпромысловый коллектор (далее – МПК).

Сырая газожидкостная смесь (далее – ГЖС) от ЗПА УКПГ-5В поступает в ЦОГ ДКС УКПГ-5В, где происходит отделение от газа жидкости – смесь пластовой воды и ВМР низкой концентрации, поступающей со скважин и ГСК. В ЦОГ ДКС УКПГ-5В газ последовательно проходит емкость для сбора жидкости и мехпримесей Е-1 – пробкоуловитель и фильтр-сепаратор ФС-1.

Е-1 представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 2000 мм и габаритной длиной 8750 мм, предназначенный для сбора жидкости и мехпримесей.

* - в работе находились две т.л. № 2 и 3 из имеющихся трех т.л.;

** - в работе находился фильтр-сепаратор Ф-202/1 т.л. № 7

Рисунок 3 - Схема осушки валанжинского газа УКПГ-5В

ФС-1 представляет собой вертикальный аппарат диаметром 1800 мм и габаритной высотой 8992 мм, предназначенный для очистки от капельной жидкости, снабженный узлом тангенциального завихрения газа, узлом минициклонов УМ-1800 (ГПР 2130.01-01 – 66 шт.) и фильтрующей тарелкой (ГПР 2331.06 – 156 шт.). Все аппараты ЦОГ УКПГ-5В производства ОАО «Уралтехнострой-Туймазыхиммаш» республика Башкортостан.

Очищенный от мехпримесей и частично осушенный газ поступает в ГПА ДКС-5В. Жидкость с Е-1 и ФС-1 поступает в разделитель Р-1 – горизонтальный аппарат диаметром 2600 мм и габаритной длиной 13550 мм, предназначенный для разделения жидкости на углеводородный конденсат, ВМР и газ выветривания. Для оптимальной транспортировки жидкости, а также для избежания превышения допустимого уровня жидкости в Р-1, давление в разделителе поддерживается от 5 до 8 кгс/см²ниже, чем в ФС-1.

Насосами НЦСГ-Е-40-500-А-УХЛ2 создается необходимое давление для подачи КГН в Р-202/7 цеха разделителей № 101 УКПГ-5В.

Газ выветривания подается на эжекторы т.л. № 2 и 3. ВМР низкой концентрации переливается последовательно в Р-202/2 и Р-202/3 цеха разделителей №101 УКПГ-5В. Количество поступающей жидкости (с учетом количества ВМР, подаваемого на кусты от 31 до 34 м3/сут.) с газом замеряется расходомером «Yokogawa» серии Rotamass, установленный на выходе разделителя Р-202/3.

Дожимная компрессорная станция (далее – ДКС) ДКС УКПГ-5В введена в эксплуатацию 25 ноября 2011 года. ДКС имеет одноцеховую схему и оснащена газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-10ДКС-07 (в количестве 3-х единиц). Также ДКС включает в себя вспомогательные системы, установки и сооружения, обеспечивающие ее работу.

Валанжинский газ из системы сбора с давлением 35,9 кгс/см² и температурой плюс 6,1°С, поступает в ЦОГ, где происходит очистка от механических примесей и капельной влаги с последующим компримированием на ДКС УКПГ-5В до давления 61,7 кгс/см².

Далее валанжинский газ проходит низкотемпературную сепарацию на УНТС УКПГ-5В. Осушенный валанжинский газ подается на вход II ступени

ДКС-5, где смешивается с сеноманским газом. Компримированный смешанный поток газа с давлением 51,8 кгс/см² поступает через УЗГ в МПК.

На ДКС УКПГ-5В установлено АВО газа типа АВГБ-83-В2, с циркуляцией нагретого воздуха и частотным преобразователем. Мощность электродвигателей составляет 13 кВт на 6 штук равный 78 кВт на секцию. Перепад давления по АВО газа составлял 0,2 кгс/см². Эксплуатация АВО газа на 3-х секциях для работы в «Магистраль» влечет рост линейных скоростей газа в трубных пучках АВО и уменьшает вероятность гидратообразования. Эксплуатация АВО газа в данном режиме обеспечит минимально возможный перепад давления на АВО и, тем самым, обеспечит экономию топливного газа на нужды ГПА с точки зрения экономии не только топливного газа, но и электроэнергии.

Компримированный газ после ДКС УКПГ-5В поступает в цех № 100 УНТС УКПГ-5В.

УНТС обеспечивает разделение сырой газоконденсатной смеси на осушенный газ и нестабильный конденсат. Принцип действия установки заключается в том, что газовый поток последовательно проходит три ступени сепарации, отличающиеся термобарическими условиями. На УКПГ-5В применяются агрегаты трехступенчатой сепарации газа типа ГП-643.00.000 производительностью

5,0 млн. м³/сут. по газу и 7562 кг/час по жидкости. Конструктивно агрегат представляет собой два аппарата, в верхней части которого находятся первичный и промежуточный сепараторы диаметром 1600 мм, а в нижней части расположен НТС диаметром 2200мм. Габаритная высота агрегата составляет 14980 мм.

В феврале 1993 года на т.л. № 1 согласно чертежу ГП 764.00.000 проводилась модернизация нижней части ГП-643.00.000 – НТС. При этом была установлена тарелка с центробежными элементами ГПР 515.00.000. в количестве 98 шт., а также вместо существующего узла входа газа в виде коагулятора из сетки смонтирован новый узел тангенциального завихрения газа.

Принципиальная схема работы УНТС УКПГ-5В представлена

на рисунке 4.Ниже представлено описание принципа работы одной т.л.

Сырой газ, компримированный на ДКС УКПГ-5В до давления от 60 до

63 кгс/см², проходит через первичный сепаратор С-1. Сепаратор С-1 – вертикальный, жалюзийный, включает в себя отбойник жидкости на входе газа, сетчатый коагулятор и жалюзийную насадку. Жидкая фаза отбилась в ЦОГ ДКС УКПГ-5В, ввиду чего аппарат «сухой» и линия отвода жидкости закрыта.

Газ из первичного сепаратора С-1 поступает в секцию теплообменников Т-01 «газ-газ», где за счет холода встречного потока осушенного газа охлаждается, и далее поступает в промежуточный сепаратор С-4. Сепаратор С-4 – вертикальный, центробежный, прямоточного типа, предназначенный для отделения капельной жидкости, сконденсировавшейся при охлаждении газа в Т-1.

Газ из промежуточного сепаратора С-4 поступает в секцию теплообменников Т-02 «газ-газ», где за счет холода встречного потока осушенного газа еще больше охлаждается, и далее параллельно через дроссель (в качестве дросселя выступает ШР-10) и эжектор ЭГ-2 только на т.л. № 2, 3 газ поступает в низкотемпературный сепаратор (далее – НТС) С-2. Сепаратор С-2 – вертикальный, включает в себя отбойник жидкости на входе газа, сетчатый коагулятор и предназначен для отделения капельной жидкости, сконденсировавшейся при охлаждении газа в Т-02 и после дросселя.

На всех т.л. между теплообменниками Т-1 и Т-2 по потоку сухого газа установлены дроссели – клапаны регуляторы осевого типа фирмы «Mokveld», предназначенные для получения дополнительного холода в Т-01. Данная технология двухступенчатого дросселирования была предложена в ООО «Уренгойгазпром» и защищена патентом № 2294429 «Способ подготовки углеводородного газа к транспорту».

Регулирование температуры в НТС производиться путем регулирования степени открытия ШР-10 по сырому газу, клапаном регулятором фирмы «Mokveld» на входе сухого газа в межтрубное пространство Т-1 и байпасным краном с ручным управлением. Давление в НТС поддерживается клапаном регулятором «Mokveld».

Для предупреждения гидратообразования в процессе подготовки газа предусмотрена централизованная подача ингибитора гидратообразования – метанола от плунжерных насосов через блок распределения метанола (далее – БРМ) в трубное пространство теплообменников Т-1 (подача метанола в Т-2 не производилась) в необходимом количестве.

Для ингибирования кустов газовых скважин и ГСС предусмотрена подача ВМР высокой концентрации (около 80 % масс.) в количестве от 1300 до 1400 л/час.

Рисунок 4 - Схема работы УНТС УКПГ-5В

С целью определения оптимальных параметров работы осушки газа после НТС были произведены замеры ТТР по воде, углеводородам и замеры капельного уноса С_5+Вна рабочих т.л. УНТС. Замер ТТР осуществлялся переносным анализатором «Hygrovision-BL-mini» зав. № 13110055 производства НПФ «Вымпел». По результатам замеров среднее значение ТТР по углеводородам в осушенном газе на выходе из НТС составило минус 29,5 ^оС. Значения ТТР по воде находились ниже значений ТТР по углеводородам. Два показателя ТТР – по воде и углеводородам, никак не влияют друг на друга и выпадают в зависимости от способа подготовки газа и температуры газа, по разному. Ввиду конструктивных особенностей (малая площадь зеркала) анализатора точки росы «Hygrovision-BL-mini» невозможно увидеть выпавшую росу по воде если уже имеется на зеркале углеводородный конденсат и более того при еще большем охлаждении зеркала происходит укрупнение капель углеводородного конденсата. За счет смешивания сеноманского и валанжинского газов достигается ТТР, соответствующая требованиям и нормам СТО Газпром 089-2010.

Расчетная часть

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 2965; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!