Геологическая характеристика Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Минералогический состав пород. Емкостные и фильтрационные свойства залежи. Расчёт расхода газа и количества выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации.
Аннотация к работе
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в непосредственной близости города Оренбурга на западном крыле южной части Уральских гор, южнее реки Урал. Оренбург - город с населением более 500 тысяч человек и находится примерно 1300 км к восток юго-восток от г. План разработки восточного участка месторождения был выполнен за последние годы с применением современной технологии бурения и переработки. В дальнейшем необходимо пробурить ряд скважин с освоением соответствующих объектов по сбору, переработки и перекачиванию с целью транспортировки нефтегазового и газового конденсата на существующие объекта «Оренбурггазпрома» с целью дальнейшей переработки и сбыта.Выработка балансовых запасов газа составляет 50 % конденсата 31% . Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (-25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи. Особенно прослеживаются два интервала большой толщины, представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина 40-45м) и в ассельско - верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина 70-80м). От II объекта III объект отделяется плотными породами разделами R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 метров. Устойчивость горных пород к разрушению в призабойной зоне зависит от: глубины и условий залегания пласта, воздействие бокового и горного давлений, физико - механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др.С западной стороны расположено УКПГ-14 (введена в эксплуатацию в декабре 1978г.), с восточной стороны находится УКПГ-7 (введена в эксплуатацию в апреле 1974г.), а с юной стороны - УКПГ-2 (введена в эксплуатацию в декабре 1974г.). Максимальный уровень отбора газа составил в 1984 году - 33,8 млрд.м3. Установка комплексной подготовки газа № 12 (УКПГ-12) состоит из 4-х технологических линий и предназначена для первичной подготовки газа и конденсата к транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод. Подготовка добываемой продукции осуществляется по схеме двухступенчатой сепарации методом низкотемпературной сепарации на четырех идентичных технологических линиях, с начальной производительностью каждой линии по газу при давлении во II ступени сепарации 6,8 МПА - 165тыс.м3/час. Каждая технологическая линия состоит из аппарата контроля коррозии С-04, сепаратора I ступени, теплообменника «газ-газ» Е-01,сепаратора II ступени С-02Г, котла подогрева гликоля Д-02 с циркуляционными насосами.Метанол на УКПГ применяется для борьбы с гидратообразованием в газовых скважинах, трубопроводах и аппаратах. Прием 30г приводит к смерти. Внешний вид поставляемого метанола - бесцветная жидкость, без механических примесей. Смешивается с водой в неограниченном количестве. Внешний вид темно-коричневая легко - подвижная жидкость, хорошо растворяется в этиловом, метиловом спиртах, ароматических углеводородах.Внешний вид - белый кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, не растворим в органических растворителях. Компонентный состав: содержание С1-С6 в,N2,CO2, объемная доля не нормируется, определение обязательно; содержание тяжелых углеводородов, объемная доля не более-0,5% содержание сероводорода , объемная доля не нормируется, определение обязательно; содержание метанола не более-500мг/м3 плотность газа при 200 С и 760 мм рт.ст. г/л - не нормируется, определение обязательно; содержание СО2, N2.H2S,меркаптановой серы, массовая доля в % не нормируется , определение обязательно;Манифольды состоят из 15 линий со стороны шлейфов и 4 линии со стороны установки, позволяющими подключать шлейф к одной из технологических линий, пускать скважину на контрольный сепаратор, при необходимости производить продувку скважины на факел, в том числе: 4 линии на подготовку газа; Для контроля за давлением в технологической линии после регулирующего клапана установлен электроконтактный манометр с выводом на сигнализацию верхнего и нижнего предела давления на щит диспетчера и на блокировку UV-101. В случае коррозионного разрушении внутренней полости зонда, газ проникает в наружную полость, где давление контролируется электроконтактным манометром, сигнализация которого выведена на щит диспетчера по высокому давлению. Давление в трехфазном сепараторе контролируется электроконтактным манометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV - 101 на данной технологической линии и UV - 504 на контрольной линии. Давление в сепараторе С-102В по месту контролируется техническим монометром и электроконтактным монометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV-101 на данной технологической линии и UV-
План
Содержание воды не более - 2% весСодержание основного вещества не менее - 96%Содержание примеси хлорид иона не более - 3%
Введение
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в непосредственной близости города Оренбурга на западном крыле южной части Уральских гор, южнее реки Урал.
Исторически считающейся границей между Европой и Азией. Оренбург - город с населением более 500 тысяч человек и находится примерно 1300 км к восток юго-восток от г. Москвы.
Основное Оренбургское месторождение было открыто в 1966 г., и экстенсивно осваивалось предприятиями бывшего СССР. Восточный участок Оренбургского месторождения был разведан, но не разрабатывался в такой степени, как основное месторождение. К 1992 году всего на восточном участке месторождения было пробурено 64 разведочных скважин, 38 из них были опробованы. План разработки восточного участка месторождения был выполнен за последние годы с применением современной технологии бурения и переработки.
В дальнейшем необходимо пробурить ряд скважин с освоением соответствующих объектов по сбору, переработки и перекачиванию с целью транспортировки нефтегазового и газового конденсата на существующие объекта «Оренбурггазпрома» с целью дальнейшей переработки и сбыта.
Первая оценочная скважина (№155) была пробурена в 1994 году. В настоящее время в пределах лицензионного участка проекта существует 45 эксплуатационных скважин (42 - нефтяные и 3 газовые).
Данный проект предполагает дополнительный проект бурения скважин, строительство системы сбора, установки подготовки нефти и газа, а также трубопроводов для их подачи на существующие производственные объекты «Оренбурггазпрома» для дальнейшей переработки и транспортировки.