Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном месторождении

метки: Добывать, Залежь, Давление, Установка, Топливный, Свита, Расход, Работа

Подгoтовка товарной нефти всегда предусматривает освoбождение её от попутного нефтяного газа (ПНГ).

Сoдержание нефтяного газа и его сoстав в добываемой нефти для разных месторождений существеннo различается.

Мирoвая практика нефтедобычи и высокие экoлогические требoвания довели уровень утилизации ПНГ до 98-99%, но на многих месторождениях России такой уровень утилизации в настoящее время недoстижим. Оснoвная причина этого в том, что разрабатываемые месторождения находятся в труднодоступных районах, удалённых от магистральных газопроводов, а высокие капиталoзатраты, требуемые для обустрoйства компрессорных станций и газопроводов, как правило, не включаются в число первоочередных, в результате чего значительнoе количество ПНГ сжигается в факелах, загрязняя атмосферу.

На сегодняшний день известно бoльшое кoличество спосoбов утилизации ПНГ. Среди них: сжижение, сжигание на энергетических устанoвках, физикохимическая перерабoтка в жидкое тoпливо и другие виды утилизации.

В данной выпускнoй квалификациoнной работе была поставлена задача, на примере Верх-Тарского нефтянoго месторождения, прoвести анализ результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и предлoжить мероприятия по пoвышению эффективности использования нефтянoго газа. 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕРХТАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Верх-Тарское нефтяное месторождение приурочено к одноименной структуре, выявленной в результате площадных рекогносцировочных работ МОВ в 1964 году (ЦКГЭ, c/п 24/63-64).

Площадными работами МОВ масштаба 1:100000 (ЦКГЭ, с/п 18/68-69, с/п 18,24/68-69, с/п2/70-71, с/п 18,24/70-71) ВерхТарское поднятие было оконтурено и подготовлено к разведочному бурению. В 1970 году в сводовoй части поднятия была пробурена скважина 1, давшая прoмышленные притoки нефти из горизонта Ю1, а несколько позже был получен фонтан нефти из крoвли палеозойских пoрод[1].

В административном отношении Верх-Тарскoе месторождение нахoдится в Северном районе Новосибирскoй oбласти, в 340 км к северо-западу от г. Новосибирска и в 180 км к северу от магистрального нефтепрoвода БашкирияИркутск (рисунок 1).

Верх-Тарское местoрождение располoжено в районе, где инфраструктура не развита (рисунок 1).

В ближайшем oкружении открытo 7 небольших нефтяных месторождений и одно газоконденсатное (Восточно-Тарское, Малоичское, Ракитинское, Тайдасское, Восточно-Межовское, Межовское, Востoчное, Веселовскoе), что создаёт хорошие перспективы для эффективного освoения нефтегазoвых ресурсов района.

Курсовая работа введение экологические последствия добычи нефти газа

... ведения работ, отвечающих требованиям прогрессивной экологически чистой малоотходной ресурсо- и природосберегающей технологии нефтедобычи, является основной причиной создания напряженной экологической обстановки в районах разработки и эксплуатации месторождений нефти. Актуальность ...

Райoнным центром является с. Севернoе, связанное с областным центром г. Новoсибирском местной авиалинией, а также прoфилированной грунтoвой дорoгой с г. Куйбышев и г. Барабинск, в кoтoрых имеются железнодорожные станции. Расстояние от с. Северное до Транссибирской железной дороги (г. Барабинск) составляет 140 км. От Верх-Тарскoго месторoждения до г. Барабинск, где располoжена линейная прoизводственно-диспетчерская станция (ЛПДС), прoведена ветка нефтепрoвода.

Транспортными магистралями являются автодороги местного значения – грунтовые и земляные, а также зимники. Асфальтовая дорога доходит только до с. Северное, до Верх-Тарского месторождения — грунтовая.

Общераспространенные полезные ископаемые представлены месторождениями стройматериалов. В области учитывается Госбалансом 18 месторождений строительного камня, из них разрабатывается 13, годовая добыча – 2,5 млн. т. Месторождения камня представлены диабазами, порфиритами, гранитами, известняками и др. скальными породами. Цементное сырье – известняки и глинистые сланцы (Чернореченское месторождение), разрабатываемое АО «Искитимцемент». Обеспеченность добывающего предприятия запасами составляет более 100 лет. Имеются месторождения керамзитовых глин.

Рисунок 1 – Обзорная карта района работ

Сырьевая база общераспространенных полезных ископаемых в области достаточна как для удовлетворения собственных нужд, так и для вывоза за пределы области. Есть обоснованные геологические предпосылки для организации поисков и разведки этих видов сырья на новых площадках. Однако, это не касается месторождений строительных песков, которые в области приурочены только к руслу и долине р. Оби, где развивать их добычу нецелесообразно по природоохранным причинам.

1.2 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов, залегающие с несогласием на эффузивно-осадочных образованиях палеозоя[1].

Палеозойские отложения представлены в основном органогенными известняками средне-верхнедевонского возраста, которые прорваны конгадиабазами, диабазовыми порфиритами, гиалобазальтами и гранитпорфирами пермо-триасового возраста. Наибольшая вскрытая толщина палеозойских отложений составила 957 м.

Находки фауны и флоры, определения абсолютного возраста пород, сравнительный литолого-петрографический анализ вскрытых пород с породами обрамления, а также анализ геофизических полей позволили выделить и расчленить в разрезе доюрского фундамента палеозойские образования.

Юрская система. Отложения данной системы залегают на размытой поверхности палеозойских образований и представлены континентальными фациями тюменской свиты, прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты и морскими отложениями георгиевской и баженовской свит.

Тюменская свита представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Отмечаются прослои углей и черных аргиллитов. Породы имеют обычно серый и темно-серый цвет, обогащены растительными остатками. Толщина свиты от 263 до 288 м.

Выше по разрезу залегают отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов, в средней — прослоями углей, в верхней — песчано-алевритовыми породами с тонкослоистыми прослоями аргиллитов темно-серых, иногда черных, битуминозных.

Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...

... и выявление возможных перспектив нефтегазоносности. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, ... которые вследствие некомпенсированного осадконакопления не фиксируются в структурном плане среднефранских отложений. Формирование этих прогибов завершилось в верхнефранское время. В верхнефранское ...

В кровле васюганской свиты выделяется горизонт Ю1, сложенный разнозернистыми, часто глинистыми и плотными песчаниками полевошпатовокварцевого состава.

Толщина васюганской свиты колеблется от 59 до 73 м. К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти.

Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно-серыми аргиллитами георгиевской свиты, которые без заметного перерыва переходят в темно-серые, черные, также морского происхождения, битуминозные аргиллиты баженовской свиты. Толщина отложений георгиевской свиты 18 — 25 м, баженовской — от 27 до 45 м.

Меловая система. Отложения этой системы представлены двумя отделами — нижним и верхним.

Нижнемеловые отложения представлены морскими образованиями куломзинской и тарской свит, а также континентальными породами киялинской и покурской свит.

Отложения куломзинской свиты сложены сероцветными аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Толщина куломзинской свиты 170-209 м.

Тарская свита толщиной 51-96 м представлена преимущественно серыми мелкозернистыми песчаниками. Отмечаются прослои серых алевролитов и зеленовато-серых аргиллитов, образовавшихся в мелководно-морских условиях.

Киялинская свита, общей толщиной от 633 до 704 м, представлена пестроцветными глинами с прослоями песчаников и алевролитов.

Покурская свита сложена переслаивающимися сероцветными песками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 830-867 м.

К верхнемеловым отложениям относятся верхняя часть вышеописанной покурской свиты и морские образования кузнецовской, ипатовской, славгородской и ганькинской свит.

Кузнецовская свита, толщиной 11-17 м, представлена в основном серыми глинами с редкими прослоями песчаников.

Ипатовская свита в литологическом отношении это преимущественно мелкозернистые песчаники глауконит-кварцевого состава. Толщина свиты изменяется от 174 до 187 м.

Славгородская свита сложена серыми, зеленовато-серыми глинами, иногда алевролитовыми или опоковидными. Толщина свиты 59-68 м.

Ганькинская свита сложена серыми, зеленовато-серыми, известковистыми глинами с прослоями мергелей, алевролитов и песчаников. Общая толщина 93-102 м.

Палеогеновая система. Среди отложений этой системы выделяются морские осадки талицкой, люлинворской, чеганской свит и континентальные осадки некрасовской свиты, представленные в основном глинами с отдельными прослоями песчаников и алевролитов, число которых заметно увеличивается вверх по разрезу. Общая толщина отложений составляет 285 м.

Неогеновые и четвертичные отложения представлены желтовато-серыми супесями, глинами и песками серыми, желтовато-серыми, общей толщиной до 20 м.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных пластов

Изучаемый район расположен в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Доюрский фундамент является гетерогенным складчато-блоковым сооружением[1].

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верх-Тарской антиклинальной структуре северо-западного простирания, осложняющей одноименный структурный мыс — структуру П порядка, который к юго-востоку через ряд более мелких поднятий переходит в Калгачский выступ. ВерхТарское поднятие, как и подавляющее число локальных поднятий III порядка Западно-Сибирской равнины, образовалось над эрозионно-тектоническими выступами фундамента (рисунок 2) [1].

Первичная миграция нефти и газа

... веществом для образования нефти и газа были продукты распада и преобразования биогенного материала, ... примеси изменяясь в ряду конгломераты-глины. По концентрации ОВ карбонатные аргиллиты ... миграции, так же именуемый ремиграцией, имеет место быть при расформировании ранее образованных залежей и перетоке флюида в другие ловушки. Глава 1. Нефтематеринские толщи Впервые понятие нефтегазоматеринской свиты ...

Рисунок 2 – Выкопировка из тектонической карты мезозойско кайнозойского чехла Новосибирской области

Размеры структуры по изогипсе –2380 м кровли отражающего горизонта Ю1 составляют 28×8 километров, а максимальная амплитуда по вертикали достигает 73 м. Основная антиклинальная структура состоит из множества небольших локальных поднятий, в северной и средней частях вытянутых преимущественно в северо-восточном направлении и разделенных между собой неглубокими (15-20 м) прогибами также северо-восточной ориентировки. В большинстве случаев поднятия сопрягаются с прогибами по разломам, что обуславливает блоковое строение Верх-Тарской структуры. Характерно, что интенсивность разломной тектоники, также как и амплитуды рельефа разновозрастных поверхностей, наиболее ярко проявляются в доюрских образованиях палеозойского фундамента и уменьшаются (затухают) к верху, к кровле юрских отложений. Многие из разломов не достигают Ю11 и ограничены уровнем тюменской свиты. В интервале продуктивных пластов Ю11 и Ю12 практически все тектонические нарушения являются малоамплитудными (с перепадом глубин в пределах нескольких метров), трудно выделяемыми по данным сейсморазведки.

Анализ ориентации разломов, выделенных на уровне пласта Ю11, позволил сделать вывод, что основным тектоническим механизмом, определившим формирование данных разломов, являлись региональные деформации по латерали. Данное положение основывается главным образом на хорошем схождении простирания разломов с классической моделью деформации латерального сдвига. С учётом простирания самой Верх-Тарской структуры, в случае рядной сетки, будет оптимальной как раз северо-восточная ориентировка рядов скважин, однако при этом возрастает риск попадания ствола скважины в разлом, что является негативным фактором. Подобная интерпретация уже приводилась ранее специалистами организации «СибНефтеГеофизика» (г. Новосибирск) и была описана в отчете (Губа А.В., Мигурский А.В., 1998).

Сравнение разломов Верх-Тарского месторождения с экспериментальной моделью показало, что направление главного регионального стресса при леволатеральном сдвиге возможно было ориентировано в направлении востокзапад. В данном случае можно предположить, что основной тренд разломов (СВ) соответствует синтетическим разрывам сдвига, тогда как вторичный тренд представляет собой антитетические разрывы. Ориентация осей антиклинальных складок также хорошо соответствует экспериментальной модели.

Следует отметить, что практическая значимость подобных концептуальных обоснований заключается в том, что это дает возможность подтвердить корректность интерпретации положения разломов по сейсмическим данным.

1.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов и залежей

При оценке граничных признаков коллекторов Кпгр, Кпргр использовался и петрофизический способ, основанный на связях типа “керн-керн”. Величина граничного значения пористости (Кпгр) составляет 10,6 % (начало фильтрации в продуктивном коллекторе).

Граничное значение проницаемости Кпрагр, соответствующее величине динамической пористости равной нулю (Кпд=0), при которой отсутствует фильтрация флюида, равно 0,18 мД[1].

Кохановское нефтяное месторождение

... нефти 0,85 г/см³, содержание серы 1,66%. В Саудовской Аравии нефтяной горизонт Гавара называют свита Араб. Геология Схема профиля месторождения Гавар расположился в антиклинали на основном разломе пласта относящегося ...

Интервалы, из которых получена безводная нефть, характеризуются величиной УЭС более 6,4 Омм. Водоносные пласты располагаются на сопоставлении в зоне, ограниченной сверху линией тренда ρп = -0,1805 Кп + 8,1504. В интервале сопротивлений от этой линии до значения ρ п = 6,4 Омм находится зона неоднозначности, где возможны как однофазные притоки нефти и воды, так и двухфазные смеси нефти с водой.

По керну имеется 442 учтенных определения пористости, среднее значение по пласту составляет 15,4%. Нефтенасыщенность по керну определялась по 22 образцам из 11 скважин и составила в среднем 65%. Остаточная водонасыщенность составляет по результатам 279 определений 35,5% (рисунок 3).

В утвержденной в 2006 г «Технологической схеме разработки ВерхТарского нефтяного месторождения» пористость по ГИС находится в пределах 10,5-20,6% при средневзвешенных значениях по блокам: северный блок -18,1%; центральный блок -17,7 и 17,4% для ЧНЗ и ВНЗ соответственно; южный блок 19,4 и 20,4% для ЧНЗ и ВНЗ. Нефтенасыщенность по ГИС составляет 57,5% для северного блока, 60,2 и 54,2% для центрального блока для ЧНЗ и ВНЗ соответственно, 53,4 и 51,5% для южного блока.[2]

В рамках «Оперативного подсчёта запасов нефти и растворенного газа по пласту ЮВ11 Верх-Тарского месторождения (по состоянию на 1.01.2009 г)» (рисунок 3), который был утверждён Федеральным Агенством по недропользованию (Протокол № 18/48 от 06.02.2009 г), проведена обработка и интерпретация материалов ГИС по скважинам, пробуренным в 2006-2008 гг (73 скважины).

Получены следующие результаты (таблица 1):

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры Значение Средняя глубина залегания подошвы пласта, м 2455,6-2530,4

общая, м 17,3

эффективная, м 8,88 Средняя мощность пласта

нефтенасыщенная, м 7,82

Водонасыщенная, м 8,04 Начальная отметка ВНК, м 2360-2381 Начальная отметка ГНК Пористость, д.е. 0,18 Проницаемость, мД 38,1 Площадь нефтеносности, тыс. м2 131655 Нефтенасыщенность, д.ед. 0,57 Начальное пластовое давление, приведенное к ВНК, МПа 25 Давление насыщения, МПа 7,6 Температура пласта, 0С 84,3 Тип коллектора поровый Коэффициент для перевода 1 т нефти в пластовые условия 1,368

Пористость – 18,1% (Северный блок, уровень ВНК -2336-2338 м, для ВНЗ), 17,6 и 17,5% (Северный блок, уровень ВНК -2360 м, для ЧНЗ и ВНЗ соответственно), 18,1 и 18,0% (Северный блок, уровень ВНК -2345 м, для ЧНЗ и ВНЗ соответственно), 17,2% (Центральный блок, для ЧНЗ).

Рисунок 3 – Карта нефтенасыщенности пласта Ю11 Верх-Тарского месторождения

Нефтенасыщенность – 60,3% (Северный блок, уровень ВНК -2336-2338 м, для ВНЗ), 64,0 и 59,9% (Северный блок, уровень ВНК -2360 м, для ЧНЗ и ВНЗ соответственно), 61,5 и 60,1% (Северный блок, уровень ВНК -2345 м, для ЧНЗ и ВНЗ соответственно), 59,9% (Центральный блок, для ЧНЗ).

1.5 Характеристика пластовых флюидов

До 2001 г анализы пластовой нефти по пласту Ю11 были проведены по 17 поверхностным пробам, отобранным из 10 скважин (скв. №№ 1, 2, 3, 7, 9, 11, 12, 15, 16, 111), а также по 26 глубинным пробам, отобранным из шести скважин. Анализы проводились в лаборатории нефти и газа Комплексной тематической экспедиции НТГУ, Центральной лаборатории «Главтюменьгеологии», лаборатории пластовых жидкостей ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть» и лаборатории Сибирской опытно-методической геофизической экспедиции по исследованию скважин в период 1971-2000 гг[1].

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

... пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем ...

В период 2005-2008 гг выполнены анализы характеристик пластовой нефти по 22 глубинным пробам (скв. №№ 30, 113, 148, 199, 180, 302, 350, 360, 379, 389) и трём поверхностным (скв. № № 302, 350, 379).

По результатам исследований (до 2001 г) поверхностных проб нефть пласта Ю11 является легкой (плотность <0,850 г/см3), маловязкой, характеризуется малым содержанием серы — 0,30%, парафинов – 1,81%. Хлористые соли и сероводород отсутствуют. Нефть является малосмолистой (смол силикагелевых 4,7%, асфальтенов 0,078%).

В фракционном составе бензиновых фракций (до 2000С) – 48,1 об.%, керосиновых (от 200 до 3000 С) – 20 об.%. Остаток и потери составляют 29,4 %, температура начала кипения +(61-78)0С.

Результаты определения характеристик нефти для сравнительного анализа приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Свойства пластовой нефти пласта Ю11

Числовые значения

Наименование параметра диапазон принятые

изменений значения Пластовое давление, МПа 23,1-23,9 25 Пластовая температура, ºС 80 80 Давление насыщения, МПа 2,1-18,6 7,6 Газосодержание, м3/т 31,0-50,0 116 Плотность в условиях пласта, кг/м3 663-746 703 Вязкость в условиях пласта, МПа·с 0,26-0,78 0,48 Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4 8,7-15,8 12,74 Плотноть нефтяного газа, кг/м3 при 20ºС: — при однократном (стандартном) разгазировании 1,268-1,691 — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 1,136-1,317 1,218 Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20ºС: — при однократном (стандартном) разгазировании 0,792-0,823 — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 0,794-0,8 0,797 Таблица 3 – Характеристика пластовой воды

Параметр Значения Вязкость, МПа·с 0,37 Плотность, кг/м3 1,02 Минерализация, г/л 30,82 Объемный коэффициент 1,028 Газосодержание, м3/т 2,32

Cl 18 249 Содержание анионов SO4 1,45

HCO3 994,3

Na+K 10 272,0 Содержание катионов Ca 1 327,8

Mg 210,6

Определенная методом ступенчатой сепарации и скорректированная к незатронутым разработкой пластовым условиям плотность разгазированной нефти составляет 0,812 г/см3. Давление насыщения нефти пласта Ю1 ВерхТарского месторождения равно 7,6 МПа. Коэффициент объемной упругости колеблется в пределах (8,7-15,8)×10-4 1/МПа, составляя в среднем 12,74×10-4 1/МПа. Газосодержание нефти пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения равно 116 м3/т. Пересчетный коэффициент принят равным 0,731.

По результатам исследований 2005-2008 гг поверхностных проб нефть пласта Ю11 является легкой (плотность <0,800 г/см3), маловязкой – 2 мм2/с, характеризуется малым содержанием серы — 0,2%, парафинов – 1,9%. Хлористые соли и сероводород отсутствуют. Нефть является малосмолистой (смол силикагелевых 3,3 %, асфальтенов 0,07-0,12%).

В фракционном составе бензиновых фракций (до 2000С) – 48 об.%, керосиновых (до 3000 С) – 22 об.%. Остаток и потери составляют 30 %, температура начала кипения +(29-33)0С.

Давление насыщения нефти пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения равно 7,6 МПа. Коэффициент объемной упругости колеблется в пределах (18,219,3)×10-4 1/МПа, составляя в среднем 18,7×10-4 1/МПа. Газосодержание нефти пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения равно (95-105) м3/т[1].

1.6 Запасы нефти

Подсчёт запасов нефти по залежам Верх-Тарского месторождения произведён по состоянию изученности на 1.09.2005 г. Запасы утверждены ГКЗ Роснедра (протокол № 1243-дсп от 11.08.2006 г) и поcтавлены на государственный баланс. В 2008 г был выполнен «Оперативный подсчёт запасов нефти и растворенного газа по пласту ЮВ11 Верх-Тарского месторождения (по состоянию на 1.01.2009 г)», который был утверждён Федеральным Агенством по недропользованию (Протокол № 18/48 от 06.02.2009 г), и запасы поставлены на государственный баланс. В таблице 4 приведено состояние запасов нефти на 1.01.2009 г[2].

Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

... г. Бованенковское месторождение введено в промышленную разработку. 1. Краткий физико-географический очерк района Бованенковское ... следами скольжения. Мезозойская группа Триасовая система Скважины, вскрывшие домезозойский фундамент, прослеживают ... разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, которыми рекомендован к внедрению вариант I разработки этих залежей с годовым отбором газа ...

Таблица 4 – Состояние запасов нефти на 1.01.2009 г

Начальные запасы нефти, тыс т

Текущие запасы нефти, тыс т

утверждённые ГКЗ Роснедра на государственном балансе Объекты, месторождение в Геологические извлекаемые геологические извлекаемые геологические извлекаемые

КИН

целом КИН С1/С2, КИН С1,

А+В+ С1/С2, А+В+С

А+В+С1 С2 С2 С А+В+С С доли ед А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 доли ед

С1 доли ед 1

2 1 2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

0,471/

57789 9946 27243 4575 54560 644 25470 316 0,467/0,491 45492 644 16402 316 0,16 пласт Ю11 0,460 пласт Ю21 — 536 — 188 -/0,35 — 536 — 188 -/0,35 — 536 — 188 Всего по 0,471/

57789 10482 27243 4763 54560 1180 25470 504 0,467/0,427 45492 1180 16402 504 0,16 месторождению 0,454

В 2008г. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» выполнено оперативное изменение запасов нефти и растворенного газа по пласту ЮВ11 Верх-Тарского месторождения (Протокол № 18/48 от 06.02.2009г.).

На 1.01.2009г. на государственном балансе числятся запасы:

По пласту Ю11

по категории ВС1: по категории С2:

• Балансовые – 54 560 тыс.т.;
• Балансовые – 644 тыс.т.;

• Извлекаемые – 25 470 тыс.т. Извлекаемые – 316 тыс.т.

По пласту Ю1

по категории С2:

• Балансовые – 536 тыс.т.;
• Извлекаемые – 188 тыс.т.

2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ВЕРХ-ТАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Анализ выполнения проектных решений, начиная с 2008 года, будет проведен на уточненные показатели последнего проектного документа, т.е. авторского надзора [2].

Фактически по пласту ЮВ11 Верх-Тарского месторождения пробурено 172 скважины, в т.ч. 106 добывающих, 59 нагнетательных и 7 водозаборных.

С 2007 года реализация проектной системы разработки начата на северном участке залежи. В настоящее время можно выделить лишь несколько сформированных элементов системы, в виду того, что часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

Динамика показателей разработки по месторождению приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Динамика показателей разработки (проект – факт)

Сравнение проектных и фактических показателей разработки ВерхТарского месторождения приведены в таблице 5. Таблица 5 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Наименование 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Добыча нефти проект, тыс т 313,0 397,2 553,8 963,4 1853,0 2437,0 2330,6 1927,7 1768,1 759,3 Добыча нефти факт тыс т 235,0 481,6 928,1 1354,4 1804,5 2004,5 2077,4 1860,8 1185,3 723,2 Добыча жидкости тыс т 235,9 490,3 955,4 1441,0 2141,1 3033,2 3851,2 4197,4 3969,7 4023,5 Добыча газа за год, млн м3 0,0 68,2 68,9 98,6 131,4 236,5 251,3 206,3 139,0 87,1 Закачка воды, тыс м 0,0 28,4 567,2 1757,5 2681,5 3470,0 4616,4 5194,3 4896,6 4520,9 Средне годовое обводнение % 0,3 1,8 2,9 6,0 15,7 33,9 46,1 55,7 70,1 82,0 Текущий коэффициент извлечения нефти — — — — 0,046 0,060 0,080 0,090 0,085 0,078

ГАЗА НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ

... попутного нефтяного газа на примере Ярактинского НГКМ. Основная часть 1. Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Ярактинское ... давления (ППД). Строительство проектных скважин по принятой сетке разработки и расположению их забоев на месторождении ... вплоть до Северного Ледовитого океана. Многочисленные грузы, поступающие на станцию Лена, перерабатываются крупнейшим речным портом ...

418 908 1 864 3 305 5 446 8 479 12 330 16 528 20 497 24 521 Добыча жидкости т 388,1 713,1 169,7 190,0 327,0 559,0 733,0 173,0 868,0 402,0 Фонд эксплуатационной скважины проект 8 4 17 30 53 80 99 130 141 152 Фонд эксплуатационной скважины факт 1 14 15 9 51 68 84 115 126 137 Фонд нагнетательной скважины проект 6 2 0 31 47 70 85 91 97 Фонд нагнетательной скважины факт 2 1 2 30 41 58

2.2 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Эксплуатационное бурение на Верх-Тарском месторождении начато в 2001 году в южной части месторождения, система поддержания пластового давления организована в 2003 г., согласно «Дополнению к уточненной технологической схеме разработки Верх-Тарского месторождения», составленному ОАО ЦГЭ в 2001 г. и утвержденному ЦКР (протокол №2743 от 04.10.2001 г.) [2].

Проектным документом предусматривалась реализация трехрядной системы разработки с горизонтальными скважинами в стягивающих рядах. Вместе с тем, после проведения переинтерпретации данных 3D-сейсмики, предполагаемое строение залежи претерпело значительные изменения. В частности, была выделена серия тектонических нарушений, как частично проницаемых, так и непроницаемых. Применение трехрядной системы разработки при таком строении залежи могло привести к низкой степени охвата пласта вытеснением и уменьшению извлекаемых запасов. Эффективность реализуемой системы разработки во многом определяется формированием системы поддержания пластового давления. Наличие серии тектонических нарушений препятствует эффективному поддержанию пластового давления в зоне отборов, поэтому очевидно, что утвержденная в 2001 г. рядная система расположения нагнетательных скважин не была оптимальной. Фактическая приемистость нагнетательных скважин была значительно ниже проектной, вследствие чего накопленная компенсация отбора на конец 2003 г. составила лишь 1,8%, на конец 2004 г. – 20,1%, что привело к значительному падению пластового давления в зоне интенсивных отборов. Были определены основные направления совершенствования 3-х рядной системы разработки:  изменение системы заводнения на более «жесткую», с большим

количеством нагнетательных скважин;  переход на площадную систему разработки;  размещение проектных нагнетательных скважин вне зон тектонических

нарушений;  соблюдение баланса объемов добываемой продукции и закачки воды. В 2006г. была ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» была составлена «Технологическая схема разработки Верх-Тарского месторождения» (протокол №3859 от 23.11.2006г.), предусматривающая размещение наклоннонаправленных скважин по равномерной квадратной сетке 500х500м с последующим изменением направления фильтрационных потоков. На 1.01.2009г. в нагнетательном фонде числится 58 скважин, 56 из которых находятся под закачкой и 2 в освоении. Приемистость нагнетательных скважин на 1.01.2009г. составляет 269,8 м3/сут, что незначительно выше запроектированного уровня – 251,2 м3/сут. Накопленная компенсация отборов в 2008 г. составила 70,8%. Пластовое давление по месторождению в последние годы постепенно увеличивалось и в 2008г. составило 185 атм. В настоящее время на разбуренной части месторождения продолжается формирование проектной системы заводнения. Отставание от проектных уровней практически отсутствует, добыча нефти осуществляется достаточно интенсивно. Анализ действующей системы разработки показал, что применение площадной пятиточечной системы заводнения значительно стабилизировало энергетическое состояние залежи.

Утилизация попутного нефтяного газа

... в энергоэффективных решениях утилизации попутного газа. Целью данной работы является анализ экономических и экологических последствий сжигания попутного нефтяного газа на месторождениях. Основная задача состоит в предложении технического решения по утилизации попутного нефтяного газа на примере Герасимовской ГКС. ...

3 СБОР ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ВЕРХ-ТАРСКОМ

НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Специфика добычи попутного нефтяного газа состоит в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи [3].

Сбор попутного нефтяного газа на Верх-тарском нефтяном

месторождении осуществляется как на центральном пункте сбора и подготовки нефти (ЦПС), так и на участке с установкой подготовки сеноманской воды (УПСВ, где также осуществляется подготовка нефти.

3.1 Сбор газа на УПСВ

Нефтяной газ после нефтяных сепараторов поступает в газовый

сепаратор (ГС) для доочистки от капельной жидкости. Газ после газосепаратора поступает на узел учета и распределения, расположенный на открытой площадке. Основная часть газа направляется в газопровод на площадку ЦПС для выработки электроэнергии на ГПЭС [3].

Часть газа используется в качестве топливного для дежурных горелок факелов, продувочного газа в факельные коллекторы. Избыток газа запорнорегулирующим затвором сбрасывается в факельный коллектор высокого давления. Производится замер и регистрация сжигаемого газа с выводом показаний в операторную. Окончательное разгазирование нефти для подачи в резервуар осуществляется в концевом сепараторе КС. Давление в аппарате поддерживается минимально достаточным для транспортирования выделившегося газа на факел низкого давления, но не более 0,004 МПа (избыточное), здесь также производится замер и регистрация сжигаемого газа.

От УПСВ до ЦПС проходит газопровод протяжённостью 12070 метров и диаметром 426 миллиметров предназначенный для транспортировки подготовленного попутного нефтяного газа от дожимной насосной станции (ДНС) с УПСВ Верх-Тарского месторождения до существующего газопровода ЦПС – ГПЭС (рисунок 5).

На газопроводе предусмотрена установка:  узла запуска средств очистки и диагностики (СОД) в начале трассы;  узла приема СОД в конце трассы;  узла сбора конденсата. Рисунок 5 – Система сбора газа на УПСВ

Давление в газопроводе определено, исходя из обеспечения конечного давления 4,0 кгс/см2 на регуляторе давления, установленном на узле сбора конденсата и ограничения давления в начале трассы – не более 5 кгс/см2. Максимальная производительность газопровода – 438356 м3/сут.

Для предотвращения образования гидратов в трубопровод подачи газа на ЦПС осуществляется дозирование метанола с помощью блочной установки дозирования. Требуемый расход метанола рассчитан с помощью моделирующей программы PRO-II. Гидратообразование начинается при давлении 5,0 кгс/см2, температуре 2оС. Необходимый расход метанола для его предупреждения составляет Q=4 кг/час (~5л/час).

3.2 Сбор газа на ЦПС 1-я ступень

На ЦПС ВТНМ газ поступает из двух источников: со скважинной продукцией с кустовых площадок и по газопроводу с УПСВ (рисунок 6) [3].

Рисунок 6 – Схема сбора попутного нефтяного газа 1-ой ступени сепарации

ЦПС

Газ, отделившийся из скважинной продукции в УПОГ-1 (УПОГ-2), и далее в трехфазном сепараторе НГСВ-2/1 (НГСВ-2/2), поступает в газовый сепаратор ГС-6 объемом V=50м3.

По газопроводу УПСВ-ЦПС газ поступает в УПОГ-2 (УПОГ-1), далее в НГСВ 2/2 (НГСВ 2/1), где происходит дополнительная сепарация попутного нефтяного газа поступившего с УПСВ. Затем газ также поступает в ГС-6. В случае необходимости есть возможность подавать попутный нефтяной газ из трубопровода УПСВ-ЦПС непосредственно в горизонтальный газосепаратор ГС-6

Горизонтальный газосепаратор ГС-6 предназначен для сепарации общего потока попутного нефтяного газа на ЦПС. Давление в сепараторе поддерживается 4,4 кг/см2 и контролируется автоматически путем изменения степени открытия поворотного затвора.

Далее газ поступает в ГС-5, где происходит более тонкое отделение газа от жидкости.

Из ГС-5 осуществляется подача топливного газа на печи нагрева ПТБ-540Э и энергокомплекс. Излишние остатки сжигаются на факеле высокого давления. Учет газа на первой ступени производится тремя оперативными узлами учета газа (ОУУГ): ОУУГ ГПЭС, ОУУГ ПТБ и ОУУГ ФВД.

3.3 Сбор газа на ЦПС 2-я ступень

Оставшийся газ после первой ступени сепарации отделяется в концевой сепарационной установке второй ступени и поступает в газосепараторы для доочистки от капельной жидкости, а затем на факел низкого давления(рисунок 7) [3].

КСУ №2

КСУ №1

ГС №1

ГС №8

Ф Ф

ОУУГ ФНД В

ГС №7 Н

Д Д

БЗР

ГС

№2 БЗР

газ с ГС ЕП ЕП

6 №8 №9

Рисунок 7 – Схема сбора газа на ЦПС 2-я ступень

В последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунктов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных месторождений (или залежей) поступает на подготовку в один центральный пункт, построенный на одном из месторождений (обычно на самом крупном).

При этом на остальных месторождениях строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие подачу продукции скважин до ЦПС.

3.4 Оценка производительности факельной установки

Объемный расход и скорость истечения, сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа, измеряется экспериментально либо, при отсутствии прямых измерений, рассчитывается по формуле

W  0,785 U  d 02 (1)

v ,

где W – объемный расход, м3/с;

• v U – скорость истечения ПНГ из выходного сопла факельной установки м /с; d02 – диаметр выходного сопла, м.

W  0,785 U  d 02  432000

v

Скорость распространения звука при постоянных сбросах

U  0,2 U зв (2)

где U – скорость распространения звука в ПНГ

çâ

U  0,2  406  81,2 ,

Массовый расход, сбрасываемого на факельной установке газа, рассчитывается по формуле:

W g  2826U  d 02  pr , (3)

где p – плотность ПНГ, кг/м , (измеряется экспериментально, либо r рассчитывается по объемным долям (% об) и плотностям (кг/м ) компонентов. U – скорость истечения ПНГ из выходного сопла факельной установки м /с; d02 – то же, что и в формуле (1).

Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку

 273Tr  , Wïð  Wv Vïñ    (4)

 273 

где W – объемный расход (м3/с) сжигаемого на факельной установке ПНГ;

• v Vïñ – объем продуктов сгорания (м3 / м3); Tr – температура горения, 0C.

3.5 Расчет мощности выбросов вредных веществ в атмосферу

Расчет плотности:

• pr  0,01  Vi  pi ; (5)

i

pr  0,01  Vi  pi  0,863 кг/м

i

Таблица 6 – Плотность основных компонентов ПНГ Компо- Мета Эта Пропа n -, i — Пентан Гексан Гептан Серо- Диок- Азот нент н н н бутан водо- сид угле CH 4 C2 H 6 C3 H 8 C4 H10 C5H12 C6 H14 C7 H16 род рода N2

H 2S CO2

Плот- 0,716 1,3 1,969 2,595 3,221 3,842 4,468 1,522 1,965 1,251 ность 42 p,i кг/м3

Таблица 7– Компонентный состав (% об ) Компоне C2 H 6 C3 H 8 iC H nC H iC H nC H CO2

N2

CH 4 нт 4 10 4 10 5 12 5 12

Vi (% об) 88,47 1,78 2,50 0,77 1,49 0,34 0,32 0,15 1,07

Таблица 8– Расчет плотности (кг/м ) Компоне iC H nC H iC H nC H CO2

N2

CH 4 C2 H 6 C3 H 8 нт 4 10 4 10 5 12 5 12

0,01 V pi 0,634 0,038 0,091 0,021 0,040 0,012 0,011 0,003 0,013

i

Расчет условной молекулярной массы:

r  0,01  Vi  i , (6)

i

r  0,01  Vi  i 18,868 кг/моль.

i Таблица 9– Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ Компонент Содержание химических элементов в компонентах (% масс.)

C H S O N

CH 4 74,87 25,13 — — C2 H 6 79,89 20,11 — — C3 H 8 81,71 18,29 — — C4 H10 82,66 17,34 — — C5H12 83,24 16,76 — — C6 H14 83,73 16,27 — — C7 H16 84,01 15,99 — — H 2S — 5,92 94,08 — CO2 27,29 — — 72,71 N2 — — — — 100

Условная молекулярная формула попутного нефтяного газа записывается в виде

0,4211,6070,0087

Ko   0,431;

1 0,0087

1,586

Kn   1,572 ;

1 0,0087

3,2150,0087

Kh   0,028 .

1 0,0087

Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию

• полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления)

 k jv j

M  j ‘ ‘ , (7)

kj vj

j

где v j’ и vj – валентности элементов j и j’, входящих в состав влажного воздуха и ПНГ;

• k j – количество атомов элементов в условных молекулярных формулах влажного воздуха и газа.

 41,207 14,378 20,0027 (8)

M   11,03

20,43110,028

Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1 м , составляет 11,03 м .

Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен

M

ïñ  

 c  s  0,5 h  n  M k  k

h n  1,207  0,54,378  0,0219 11,03 0,028 1,572  12,23 (9)

3.6 Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ

Расчет максимальных выбросов вредных веществ

W  0,278 qi Wg , (10)

gi

где q – удельный выброс i-го вредного вещества на единицу массы

i сжигаемого газа (кг/кг); W – массовый расход сбрасываемого на факельной установке газа (кг/час).

g

Объемный расход газа Wv = 432000 м /сутки = 5 м /с. Сжигание бессажевое. Плотность газа pr = 0,863 кг/м . Массовый расход равен :

W  3600  0,863  5  15534 кг/час

g

Выбросы вредных веществ в г/с составляют:

• CO – 86,2 г/c;
• NOx – 12,96 г/с;

• бенз(а)пирен – 0,1 10-6г/с.

Для вычисления выбросов углеводородов в пересчете на метан определяется массовая их доля, она равна 120%. Недожог равен . Выброс метана составляет

Сера в ПНГ отсутствует.

Удельный выброс диоксида углерода рассчитывается по формуле:

 c qCH 4 qco  ,

qco  co     (11)

2 2   

 r CH 4 co 

где co , CH , co – молекулярные массы соответствующих газов;

2 4 r – условная молекулярная масса ПНГ ; С – количество атомов углерода в условной молекулярной формуле ПНГ .

Удельный выброс водяного пара

 qCH , (12)

qH O  0,5  H O 1 /  r (h  aMK n )  4 

2 2   

 CH 4 

где  и – молекулярные массы H2O и CH4;

H 2O CH 4

r – условная молекулярная масса ПНГ; h – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле ПНГ; a– коэффициент избытка влажного воздуха; М – мольный стехиометрический коэффициент; K – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле

n влажного воздуха.

Удельный выброс азота N2:

 , (13)

qN  N 1 /  r (n  aMK n )  NO 

q

2 2  

 NO 

Удельный выброс кислорода Q2

 q qH O qSO qCO q NO  (14)

qO  O 1 /  r (o  aMK o )  2 CO 2  2  2 2

  

2 2   H 2O  SO2 CO  NO 

 CO2 

Расчет удельных выбросов CO2, H2O, N2 и O2 на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)

Попутный нефтяной газ с условной молекулярной формулой C1,207H4,378N0,0219O0,028) сжигается в атмосфере влажного воздуха с условной молекулярной формулой O0,431N1,572H0,028 при a=1,0.

Мольный стехиометрический коэффициент М=11,03.

Удельный выброс диоксида углерода:

1,207 510 4 210 2

qCO  44,011(   )  2,725

2 19,260 16,043 28,011

Удельный выброс водяного пара:

 1 510 4 

qH  0,5 18,016 (4,378 11,030,028)    2,192

2O

19,26 16,043 

Удельный выброс азота

 1 310  3  qN  28,016 (0,021911,031,572)    25,251

19,26 30 ,008  Удельный выброс кислорода:

1 2,275 2,192 2102 3103 qO  32[ (0,0027 11,03 0,431)  2    ]  0,022 2 19,26 44,011 18,016 28,011 30,008 4 ПОДГОТОВКА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ВЕРХ

ТАРСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Средний состав большинства источников в Российской Федерации в массовых процентах выглядит следующим образом: метан – 60-65%; этан 6 12%; пропан 8 – 14%; изобутан (2-метилпропан) 3 – 5%; бутан 3 – 5 %; Таким образом, около 90% газообразных углеводородов содержится в обычной смеси этих газов. Еще около 5% углеводородов жидких – пентанов, гексанов, гептанов и их различных изомеров находятся в виде растворенных паров в этой газовой смеси. Еще около 4% приходится в среднем на примеси – азот, диоксид углерода, сероводород, гелий и другие неуглеводородные газы. Еще примесями являются вода как жидкость, породы в твердом виде, гидратообразования и вода в виде льда – вместе обычно на уровне не более 1% [4].

Таким образом, в целом ПНГ на 95% состоит из углеводородов и на 5% из нежелательных примесей. Но отклонения по различным источникам могут быть значительными, отличаясь от данного усредненного состава. Разработаны различные классификаторы попутных нефтяных газов, предлагающие ряды от «сухих», «бедных» газов до «жирных», «богатых» по различным принципам оценки. Классификация необходима для определения состава сырья по отношению к предстоящему процессу — предполагаемому методу переработки с одной стороны, и эффективности метода выделения этого газа как продукта предыдущего процесса его образования – с другой. Для расчетов состава природного газа применяется ГОСТ 31369-2008, который допускает содержание основного компонента метана от 50% до 99,97% , плотность — от 0,692 до 1,21 кг/м3.

Таким образом, состав такого газа, иногда полностью соответствует определению ПНГ, что говорит о широком использовании смесей такого рода в народном хозяйстве нашей страны и в мировом сообществе.

В свою очередь, любое серийное оборудование производится под использование в нем стандартного массового сырья. Использование в таком оборудовании попутного газа с параметрами, выходящими за рамки стандарта качества, приводит к ухудшению характеристик оборудования, преждевременному выводу его из строя, снижению долговечности его работы, снижению КПД и т.п. Для нормальной работы любого оборудования, включая генераторы электроэнергии, необходима подготовка попутного газа, приведение свойств НПГ к стандартным требованиям – в данном случае максимальному приближению свойств НПГ к природному газу горючему (ПГГ – ГОСТ 5542-87, ОСТ 51.40-93) и достижению других требований к сырью, предъявляемых производителем.

При установке газопоршневых (ГПС) или газотурбинных (ГТС) электростанций нефтяные компании или поставщики генерационного оборудования, обычно применяют упрощенные схемы подготовки попутного газа включающие в себя:  удаление мехпримесей (фильтрация);  удаление капельной жидкости (сепарация);  удаление серосодержащих соединений (очень редко);  подъем или сброс давления до требуемых параметров.

При этом среднестатистический попутный газ (смесь НПГ с первой и второй ступени сепарации) как правило содержит 400-550 г/н.м3 фракции С3+ (пропан и высшие), которые не извлекаются из газовой смеси при применении вышеописанных методов. С увеличением жирности попутного газа (содержания С3+) метановое число – как одна из важнейших характеристик сырья для ГПС (ГТС) снижается.

В связи с чем, как показывает практика использования ГПС (ГТС) непосредственно на объектах нефтедобычи, причинами выхода из строя или неполноценного функционирования дорогостоящего оборудования чаще всего являются[5]:  образование и проброс конденсата;  детонация;  образование парафиновых и/или гидратных отложений в топливной

системе;  наличие в топливной смеси серосодержащих соединений;  чрезмерное снижение или увеличение давления газовой смеси в

топливной системе.

Помимо вышеперечисленных технических проблем, снижение метанового числа приводит к снижению мощности, выдаваемой ГПС (ГТС).

Эта зависимость отображена на рисунке 8 [5]

График изображенный на рисунке 8 характеризует зависимость метанового числа различных газовых смесей от их состава, и зависимость изменения мощности ГПЭ от метанового числа топливной системы.

Необходимо отметить, что графический материал является ориентировочным и основан на усредненных данных. Зависимости мощности ГПЭ от метанового числа и метанового числа от состава топливной смеси должны расчитываться индивидуально с учетом особенностей модели ДВС способа подготовки топливной смеси и др.

График изображенный на рисунке 9 характеризует зависимость метанового числа различных газовых смесей от их состава характеризующего наличием фракции С3+.

Необходимо отметить что графический материал является ориентировочным и основан на усредненных данных. Значение метанового числа рассчитывается для каждого состава газовой смеси индивидуально.

Рисунок 8 – Зависимость метанового числа различных газовых смесей от их состава, и зависимость изменения мощности ГПС (ГТС) от метанового числа

топливной смеси

Рисунок 9 – Зависимость метанового числа различных газовых смесей от

их состава, характеризуемого наличием фракции С3+

Таким образом, для попутного газа среднего состава (400-550г/куб.м.) метановое число находится в пределах 25-35 ед., при этом электрогенерационные агрегаты будут выдавать 33-48% от заявленной мощности.

Следовательно, для получения заявленных производителем характеристик генерационного оборудования, для его работы в нормальном режиме, необходима более глубокая подготовка попутного газа с извлечением жидких С3+ и контролем метанового числа и прочих параметров топливной смеси.

4.1 Установка подготовки попутного нефтяного газа

Установка подготовки попутного нефтяного газа предназначена для удаления тяжелых компонентов из газа. Газ с первой ступени сепарации ЦПС ВТНМ поступает по трубопроводу Ø 159 мм для дополнительной сепарации на площадку подготовки газа на которой предусмотрено параллельная и последовательная работа ГС-3 и ГС-4 (рисунок 10).

PI PD

2,9 кгс/см2 PI

ø159

УПТГ

PI 4,5 кгс/см2

ø159

УОНГ

ø159

4,5 кгс/см2

ø108

0,33 кгс/см2 PI

ø159

ГРПШ

ø325

4,5 кгс/см2 PI

Ø159

PI

PI

ø219

ø159

ø159

ПК1 ПК2

PI

PI

4,5 кгс/см2 ГС-4

ø219

ø159

ГС-3 4,5 кгс/см2

ø159 ø114

PI

ø159

ЕП-4

PI

ø159

4,5 кгс/см2

ø159

PI

ø325

ø219

ø159

PI

ø325

t°C

ø159

Газ в УПОГ

Газ из ГС-5

№1, №2.

Газ в ГС-6

Рисунок 10 – Общая схема подготовки газа

При параллельной работе газ поступает в ГС-3 и в ГС-4. Из ГС-3 газ с давлением 3,5-5,0 кг/см2 поступает в УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2), а из ГС-4 газ с давлением 3,5-5,0 кгс/см2 поступает в ГРПШ УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2).

При последовательной работе газ поступает в ГС-3 затем в ГС-4 и с давлением 3,5-5,0 кгс/см2 поступает в ГРПШ УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2).

Из ГРПШ и УОНГ, с давлением 0,3-0,45 кгс/см2 производится подача подготовленного топливного газа к ГПЭС № 1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10. Из УПТГ с давлением 2,9 кгс/см2 , производится подача подготовленного топливного газа к ГПЭС № 11,12 [3].

В технологии газового хозяйства ГПЭС имеются термины газ высокого давления (Р=2,7-4,5 кгс/см2) и газ низкого давления (Р=0,3-0,45 кгс/см2).

Исходя из данной терминологии, газопоршневые электростанции, в зависимости от величины давления питающего их подготовленного топливного газа делятся на ГПЭС высокого давления и ГПЭС низкого давления.

4.2 Установка очистки нефтяного газа

Установка очистки нефтяного газа (УОНГ) состоит из обогреваемого блок бокса с принудительной вентиляцией, системой контроля загазованности и извещателями пожара, газового сепаратора ГС-9 с предохранительными клапанами и запорной арматурой, 2-х линий регулирования давления газа (рисунок 11).

ГС-9 оснащен внутренними устройствами, позволяющими эффективно удалять капельную жидкость из поступающего газового потока. Уловленная жидкость в нижнюю часть ГС-9 и по мере накопления выводится через шаровой кран с электроприводом, получающего сигналы на открытие и закрытие от датчиков верхнего и нижнего рабочего уровня. В случае ревизии ГС-9 предусмотрен байпас через шаровой кран 3. Для защиты от возможного повышения давления предусмотрен предохранительный клапан СППК4Р-5016НЖ с переключающим устройством для проведения ревизии. Снижение давления до заданного значения на узле редуцирования осуществляется с помощью редуктора давления РДБК1-100.

На свечу

На свечу 2с 3с

PI

PI

7 5

РД 1

PI PD

PI

PI

8 6 14

Выход газа РД 2

На свечу

3 PD PI

TDI TD

Вход газа

ГС-9

Сброс конденсата в ЕП-4

9 10

Рисунок 11 – Установка очистки нефтяного газа (УОНГ)

Контроль давления осуществляется по манометрам и датчикам давления установленных на входе, выходе и на регуляторах давления газа [3].

4.3 Установка подготовки топливного газа (УПТГ)

Установка подготовки топливного газа (УПТГ) представляет собой утепленный обогреваемый бокс, в котором обеспечиваются все противопожарные, взрывозащитные и другие нормативные мероприятия. Бокс разделен газонепроницаемой перегородкой на щитовое и технологическое отделение. Вход в отделения разный. Для вентиляции предусмотрены вентиляционные окна, для принудительной вентиляции вытяжной вентилятор. Освещение лампами дневного света. В технологическом отделении размещен узел подготовки газа (рисунок 12).

В щитовом отделении вводной щит, щит автоматики и блок учета расхода газа [3].

Подготовка газа в УПТГ: газ пройдя предохранительный пружинный клапан (ПСК-50В/700) попадает в фильтрационный модуль (ФЦ-600) где происходит предварительная очистка газа от капельной влаги и мех примесей далее газ проходит на счетчик газа и на один из двух регуляторов (РДБК1П Ду50) прямого действия где происходит снижение давления до 2,9 кгс/см 2 и дальнейшая фильтрация в фильтрационном модуле (ФЦ-600Т) где происходит тонкая очистка газа от сконденсированной влаги и мехпримесей.

На свечу

V1 PI V4 V20 V22 V30

V2 V9 V18 V25 PI

РД 1 КОт2

Е1

V29 V32

КС PI PI

V8 V10 V11 TD PD V16 V28

V5 V31 Выход

ФЦ очищенного

КОт1 PI V19 РД 2 V26 2

V3 V7 газа

ФЦ V13

1 V34 Вход исходного газа V6

V21 V23 V27

V33

V14

V12 V17

V24

V15

77 Сброс конденсата в ЕП-4

Рисунок 12 – Установка подготовки топливного газа (УПТГ)

Конденсат собирается в накопительной емкости, после достижения верхнего уровня, автоматически сбрасывается через электромагнитный клапан в ЕП-4. Предусмотрено автоматическое отключение установки (закрытие отсечного клапана) при превышение максимального уровня жидкости на входном фильтре. Для контроля давления газа на входе и выходе устанавливаются манометры.

4.4 Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ)

Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ) состоит из шкафа в котором смонтированы параллельно две основные линии, из которых одна рабочая, а вторая – резервная (рисунок 13).

Линия редуцирования состоит из запорной арматуры (шаровые краны), входного фильтра газового для очистки газа от механических примесей, регулятора давления газа (РДГ-50В) где происходит снижение давление до 0,33 кгс/см2, клапан предохранительный сбросной для защиты от возможного повышения давления. Для сброса порции газа при ремонте технологического оборудования предусмотрены сбросные трубопроводы с кранами. Для контроля давления газа на входе и выходе устанавливаются манометры[3].

PI

2 1 Вход газа

РДГ 1 ФГ1

5 8 КС 1

PI

9 PI 10 11

Выход газа PI

4 3

РДГ 2 ФГ2

6 13 КС 2

144 14 PI 15 16

Выход газа

Рисунок 13 – Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ)

Далее подготовленный газ по газопроводам поступает к газопоршневым установкам. 5 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО

ГАЗА НА ВЕРХ-ТАРСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

5.1 Актуальность использования нефтяного газа

Актуальной проблемой нефтегазового сектора Российской Федерации является утилизация и рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ), который в отличие от природного газа, состоящего в основном из метана, содержит значительное количество этана, пропана, бутана и других предельных углеводородов, а также неуглеводородных компонентов, таких как азот, углекислый газ, сероводород. Состав ПНГ зависит от нефтяного месторождения и может изменяться. Содержание тяжелых углеводородов, начиная с этана, достигает в попутном газе 20…50 % и более. В большинстве случаев ПНГ сжигают в факелах непосредственно на нефтяных месторождениях, что связано с удаленностью от мест переработки газа, отсутствием транспортной инфраструктуры, необходимостью строительства газоперерабатывающих заводов [8].

Сжигание ПНГ в факелах приводит к значительным потерям ценного сырья и ухудшению экологической обстановки в районах добычи. Рациональное использование ПНГ возможно в нефтехимической промышленности, когда в результате переработки получают товарный газ, газовый бензин, различные фракции легких углеводородов. Также существует возможность применения ПНГ в качестве первичного источника энергии для выработки электрической энергии и теплоты, которые необходимы для процессов добычи и транспортировки нефти. В настоящее время степень утилизации ПНГ в Российской Федерации составляет в среднем 70…75 %.

При постоянном росте тарифов на электроэнергию и теплоту использование ПНГ для выработки электрической и тепловой энергии на местах экономически оправдано. В силу удаленности месторождений затраты на строительство электростанций компенсируются значительным снижением затрат на строительство сетей и трансформаторных подстанций, а себестоимость вырабатываемой электроэнергии оказывается в 2–3 раза ниже установленных тарифов. Штрафы нефтедобывающим компаниям за сжигание ПНГ в объеме более 5 % общего количества получаемого газа, начиная с 2012 г., многократно увеличиваются, что делает экономически выгодным повышение степени утилизации до 95 %. Поэтому нефтедобывающие компании при освоении новых месторождений предусматривают строительство электростанций для собственных нужд, реализуемых на базе газопоршневых и газотурбинных установок (ГТУ) [2].

Применение попутного нефтяного газа в газотурбинных и газопоршневых двигателях ограничено опасностью возникновения детонационных явлений. Даже незначительное количество тяжелых углеводородов в попутном газе снижает метановое число и приводит к необходимости понижения давления в энергетических установках.

Метановое число ПНГ в зависимости от места нефтедобычи может изменяться от 25 до 95 [8].

В настоящее время для покрытия потребности в электроэнергии при добыче нефти на месторождениях в отдаленных от центров энергоснабжения районах начали применять газотурбинные установки, с помощью которых решают проблемы как энергоснабжения, так и утилизации попутного нефтяного газа [3].

При этом, как правило, используют ПНГ первой и второй ступени сепарации, который прошел процессы очистки, компримирования до давления, определяемого параметрами газотурбинной установки, осушки, подогрева. Требования к ПНГ регламентированы техническими характеристиками установок. С повышением давления в цикле количество тяжелых углеводородов в ПНГ необходимо уменьшать для увеличения метанового числа. В большинстве случаев газ последней третьей ступени сепарации, состоящий до 80 % (мас.) из тяжелых фракций (этан и выше) и имеющий давление, близкое к атмосферному, сжигают в факельных установках.

Ввиду изложенного выше целесообразно рассмотреть возможность применения ПНГ с низким метановым числом для генерации энергии газотурбинными установками. В этом случае необходимо организовать его сжигание при низком давлении, так как в противном случае повышается вероятность возникновения детонационных явлений в камере сгорания установки.

5.2 Характеристика топливного газа

При использовании попутного нефтяного газа в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания следует учитывать некоторые его отличия от природного газа. Так, по сравнению с природным газом, ПНГ, как правило, содержит повышенное количество тяжелых углеводородов, которые снижают метановый индекс и повышают вероятность возникновения детонации в двигателе[9].

Это, в свою очередь, приводит к нестабильной работе и возможному разрушению деталей двигателя. Поэтому для обеспечения высокой надежности и работоспособности газопоршневых генераторных установок необходимо использовать двигатели внутреннего сгорания, специально спроектированные для работы на ПНГ.

Такие двигатели имеют ряд преимуществ перед двигателями внутреннего сгорания других фирм-производителей. Это пониженная степень сжатия (до 8,2), позволяющая снизить уровень детонации и ее негативные последствия; низкая частота вращения коленчатого вала, способствующая долговечности и низкому уровню износа самых тяжелонагруженных деталей. Так, назначенный ресурс двигателя не менее 300 тыс. часов, но некоторые из них, отработав более 40 лет, продолжают успешно эксплуатироваться. В таблице 8 представлен состав топливного газа после газорегулирующего пункта установки подготовки газа Верх-Тарского месторождения [3].

Таблица 10 – Состав топливного газа после ГРПШ

Определяемый компонент Единицы измерения Результат анализа Гелий Молярная доля,% 0,0274 Водород Молярная доля,% 0,0054 Углекислый газ Молярная доля,% 1,71 Азот Молярная доля,% 1,34 Метан Молярная доля,% 65,34 Этан Молярная доля,% 5,81 Пропан Молярная доля,% 11,5 Изо-бутан Молярная доля,% 4,45 Н-бутан Молярная доля,% 5,4 Изо-пентан Молярная доля,% 1,82 Н-пентан Молярная доля,% 1,27 Сумма гексанов Молярная доля,% 1,01 Сумма гептанов Молярная доля,% 0,260 Сумма октанов Молярная доля,% 0,052 Сумма нонанов Молярная доля,% 0,0096 Плотность абсолютная при 20оС и 101,325 кПа кг/м3 1,153 Плотность относительная кг/м3 0,957 Низшая теплота сгорания при 20оС и 101,325кПа МДж/м3 52,66 Число Воббе высшее МДж/м3 58,72 Молярная масса кг/кмоль 27,51 Содержание паров воды г/м3 4,1 Температура точка росы по воде, при Р=0,35

С 2,3 кгс/cм2

Необходимо отметить, что к достоинствам двигателей можно отнести также и специальное устройство системы подачи газа и карбюрации, позволяющее работать на низком давлении топливного газа. Следует заметить, что в связи с отмеченными конструктивными особенностями повышается металлоемкость двигателя и, соответственно, его стоимость. Но все эти издержки компенсируются возможностью работы двигателей Waukesha на ПНГ с низким метановым индексом при незначительных потерях мощности (или вообще без потерь), что подтверждено большим количеством эксплуатирующихся по всему миру двигателей.

5.3 Общая схема потребления топливного газа

В зависимости от схемы работы ГС – 3 и ГС-4 (параллельное или последовательное) распределение потребления топливного газа может осуществляться на разное количество установок (рисунок 14) [3].

Рисунок 14 – Схема распределения подготовленного газа

При параллельной работе газ поступает в ГС-3 и в ГС-4. Из ГС-3 газ с давлением 3,5-5,0 кг/см2 поступает в УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2), а из ГС-4 газ с давлением 3,5-5,0 кгс/см2 поступает в ГРПШ УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2).

При последовательной работе газ поступает в ГС-3 затем в ГС-4 и с давлением 3,5-5,0 кгс/см2 поступает в ГРПШ УПТГ, УОНГ, ГПЭС №4, УПТГ газопоршневых электростанций (УПТГ ГПЭС № 13, 14, 15.), и в УПТГ газотурбинных установок (УПТГ ГТУ №1, 2).

Из ГРПШ и УОНГ, с давлением 0.3-0,45 кгс/см2 производиться подача подготовленного топливного газа к ГПЭС № 1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10. Из УПТГ с давлением 2,9 кгс/см2 , производиться подача подготовленного топливного газа к ГПЭС № 11,12.

В целях максимального использования ПНГ и сокращения издержек на приобретение электроэнергии или дизельного топлива предлагается использовать ПНГ для следующих целей:

• буровые станки (в случае подтверждения буровых подрядчиков в переводе станков на электропривод);
• электроцентробежные насосы (ЭЦН) для добычи нефти;
• кустовые насосные станции для закачки воды;
• перекачивающие насосные станции;
• поселковое потребление электроэнергии и иные технологические потребности.

В таблице 11 и рисунке 15 представлены объемы реализации за последние 10 лет [3].

Таблица 11 – Объемы добычи и реализации попутного нефтяного газа

Наименование 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча газа за год, млн м3 68 69 99 131 237 251 206 139 87 57 Реализация газа в ОАО «ННГ», тыс.м3 4936 7542 9017 12140 14938 25260 31855 31525 31659 33303 Путевые подогреватели, тыс.м3 1469 1447 1452 1458 1453 1449 1465 1462 1457 1460 ГПЭС, ГТУ, тыс.м3 3389 6009 7487 10591 13391 23720 30299 29972 30092 31743 Технологические потери, тыс.м3 78 87 78 91 93 91 91 91 110 100 Сожжено в факелах и рассеяно, тыс.м3 63264 61358 89583 119260 221563 226040 174445 107475 55441 23497 Коэффициент использования, % 7 11 9 9 6 10 15 23 36 59 Рисунок 15 – Объемы утилизации попутного нефтяного газа

Из таблицы 9 видно, что больше всего газа сожжено на факелах в 20072008 годах. Это связано с интенсивным вводом новых скважин в эксплуатацию, и, как следствие, увеличение объемов добычи нефти.

В настоящий момент коэффициент использования составляет приблизительно 61,5 %. Это значение достигается благодаря постоянной работе одиннадцати газопоршневых, двух газотурбинных установок, а также двух блочных трубчатых печей.

5.4 Газотурбинная установка

Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) – это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом. В ГТУ камера сгорания – это ее неотъемлемый элемент [15].

Воздух из комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ) 4 поступает в шахту а из нее на вход воздушного компрессора 16, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток. Отношение давления за компрессором к давлению перед ним называется степенью сжатия воздушного компрессора. Ротор компрессора 2 приводится газовой турбиной. В компрессоре происходит сжатие воздуха. Степень сжатия в типичных компрессорах составляет 13—17, и таким образом давление в тракте ГТУ не превышает 1,3—1,7 МПа (рисунок 16).

При сжатии в компрессоре воздух нагревается. За компрессором температура воздуха составляет 300—350 °С. Воздух между стенками пламенной трубы 10 и корпуса камеры 11 сгорания движется к горелочному устройству, к которому подается и топливный газ. Поскольку топливо должно поступать в камеру сгорания, где давление 1,3—1,7 МПа, то давление газа должно быть большим. Для возможности регулирования его расхода в камеру сгорания требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давление в камере. Если в подводящем газопроводе имеется такое давление, то газ подается в камеру сгорания прямо с газораспределительного пункта (ГРП).

Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой устанавливают дожимной газовый компрессор.

Расход топливного газа составляет всего примерно 1 – 1,5 % от расхода воздуха, поступающего от компрессора, поэтому создание высокоэкономичного дожимного газового компрессора представляет определенные технические трудности. Рисунок 16 – Общая схема газотурбинной установки

При этом в большинстве случаев поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам 12, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо).

При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух (1350-1400 °С) второго потока с тем, чтобы получить газы (их обычно называют рабочими газами) с допустимой для деталей газовой турбины температурой [15].

Рабочие газы подаются в проточную часть 7 газовой турбины. В газовой турбине рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления, поступают в выходной диффузор 8, и из него — либо сразу в дымовую трубу, либо предварительно в какой–либо теплообменник, использующий теплоту уходящих газов ГТУ.

Вследствие расширения газов в газовой турбине, последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (примерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть — на привод электрогенератора 1. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке.

Одна из характерных особенностей ГТУ состоит в том, что компрессор требует примерно половины мощности, развиваемой газовой турбиной.

Для обеспечения растущих потребностей в электроэнергии на ВерхТарском нефтяном месторождении в апреле 2008 года введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция установленной мощностью 10,4 МВт на базе двух газотурбинных установок СX501КВ7 производства компании Centrax Ltd с применением турбин Rolls-Royce единичной мощностью 5,2 МВт (в контейнерном исполнении).

ГТУ работают в простом цикле. Выходное напряжение генератора – 6,3 кВ. Топливо – попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении. Технические характеристики представлены в таблице 12. [10].

Таблица 12 – Технические характеристики газовой турбины Rolls-Royce 501 KB7

Наименование Centrax Gas Turbines Страна производитель Англия Мощность, МВтэ 5,2 Температура на выходе, С 503 КПД, % 32,1 Тепловая мощность (кДж/кВт/час) 11232 Двигатель Rolls-Royce 501-KB7 Применяемое топливо попутный газ Расход топлива, м3 / час 1400 Обороты двигателя, об / мин 1500 Генератор Leroy Somer Напряжение системы 6,3 кВ, 3 фазы, 50Гц Габариты (открытая станция) 4917 х 2205 х 2012 Вес (открытая станция), кг 39000

В составе электростанции имеются также: блок подготовки газа; газодожимная компрессорная установка (ДКУ) ENERPROJECT в блочномодульном исполнении; главный распределительный щит напряжением 0,4 кВ в контейнере; трансформаторы собственных нужд мощностью 1600 кВА и напряжением 10,5/0,4 кВ.

ДКУ типа EGS-S-65/250WA (швейцарский промышленный холдинг ENERPROJECT group) производительностью 2700 нм3/ч компримирует газ перед подачей в турбины до необходимого рабочего давления с 0,4 МПа до 2,0 МПа.

5.5 Газопоршневые электростанции

Газопоршневая электростанция — это система генерации, созданная на основе газопоршневого двигателя, позволяющая преобразовывать внутреннюю энергию газа в энергию электричества. Возможно получение двух видов энергии, (тепло и электричество) и этот процесс называется «когенерация». В случае если в газопоршневых электростанциях используется технология, позволяющая получать ещё и холод (очень актуально для вентиляции, холодоснабжения складов, промышленного охлаждения), то данная технология будет называться «тригенерация» [16].

Газопоршневые электростанции могут работать как на сжиженном, так и на сжатом газе. Это позволяет использовать газовые двигатели не только при подключении к газовой магистрали. Газовые двигатели могут использовать различные виды газа: природный, газы с низкой теплотворной способностью, невысоким содержанием метана и низкой степенью детонации или газы с высокой теплотворной способностью — факельный, пропан, бутан, а также приспособлены к перестройке для работы с одного вида газа на другой. Кроме того, имеется возможность применения двутопливных двигателей, работающих одновременно на жидком и газообразном видах топлива.  пропан-бутановые смеси;  природный (сжиженный, сжатый, магистральный);  попутный нефтяных скважин и пары больших дыханий резервуаров;  промышленный (пиролизный, коксовый, биогаз, шахтный…).

Одной из особенностей Верх-Тарского нефтяного месторождения является удаленность от всех коммуникаций, что создает главную сложность при освоении запасов углеродного сырья. Предприятию пришлось решить проблемы, связанные с отсутствием дорог, линий электропередач и удаленностью от ближайшей транспортной точки на 200 км. Так, «Новосибирскнефтегазом» был построен 180-километровый трубопровод до пункта приема нефти компании «Транснефть» — Барабинской нефтеперерабатывающей станции. На этапе разведочных и буровых работ энергоснабжение оборудования обеспечивали дизельные электростанции на базе двигателей производства Сummins. В общей сложности пять ДЭС единичной мощностью 1 МВт, которые до сих пор входят в состав энергохозяйства, питали промыслы Верх-Тарского нефтяного месторождения на этом этапе.

Растущие объемы извлекаемой нефти, удаленность от ЛЭП и большое количество попутного нефтяного газа в составе извлекаемой нефти заставили руководство предприятия рассмотреть альтернативную схему организации энергоснабжения Верх-Тарского месторождения — строительство электростанции собственных нужд. Несмотря на невысокое качество ПНГ (детонационный индекс WKI=53), при выборе типа привода генерирующих мощностей было принято решение об использовании газопоршневых генераторных установок.

Первые газопоршневые генераторные установки появились на ВерхТарском месторождении в 2003 году. Это были три ГПГУ CAT3516 (производства Caterpilar, США) номинальной мощностью 1,03 МВт. Однако устойчивую работу агрегаты демонстрировали только при 60-70 % мощности [10].

Попытка увеличения нагрузки приводила к немедленной остановке двигателя, обусловленной, по словам эксплуатирующего персонала, «плохим составом газа». Включенная в состав электростанции в 2004 году ГПГУ Jenbacher J620 номинальной мощностью 3,05 МВт отказывалась работать даже при половинной нагрузке. 1,4 МВт — именно столько вырабатывает J620 в настоящее время. Острая нехватка необходимых мегаватт энергии для процессов добычи заставила руководство «Новосибирскнефтегаз» продолжить дальнейшее наращивание мощности энергохозяйства на ГПГУ Caterpilar этой же серии — производитель гарантировал запуск агрегатов уже через несколько месяцев после подписания контракта. Пять машин CAT3516, установленные в 2006 году, также не смогли обеспечить заявленную мощность. Архитектурностроительные решения всех электростанций были идентичными — размещенная на фундаменте быстровозводимая ограждающая конструкция из сэндвич-панелей, разделенная на отсеки.

Постоянный рост добычи нефти на Верх-Тарском месторождении требовал установки дополнительных насосов, являющихся основными потребителями электроэнергии на месторождении, что привело к нехватке энергии. Поэтому в начале сентября 2005 года, ТНК BP организовало новый тендер на поставку и монтаж энергоцентра для нужд Верх-Тарского месторождения.

Для участия в тендере были привлечены ведущие компании, работающие в области малой энергетики, среди которых были и те, чье оборудование уже работает на этом месторождении. Основными требованиями к претендентам были объем выполняемых работ, сроки, сохранение приемственности архитектурно-строительного решения (ограждающая конструкция должна быть идентична ранее установленным модулям) и возможность работы ГПГУ без потери мощности на попутном газе месторождения. «Энерготех», предлагая ГПГУ ведущего мирового производителя газопоршневых агрегатов компании «Waukesha Engine Dresser, Inc», чьим официальным дилером он является, в отличие от конкурентов гарантировал выдачу 100 % мощности. Именно эти цифры подтвердили специалисты завода-изготовителя после тщательного анализа химического ПНГ Верх-Тарского нефтяного месторождения и характеристик ГПГУ серии VHP, предлагаемых в тендерной документации. Более того, эти гарантии были специально оговорены в дальнейшем, в ходе подписания договора [10].

Имеющийся опыт эксплуатации оборудования различных производителей потребовал от менеджмента компании кропотливой проработки предложений по увеличению мощности энергоцентра. Эффективное решение и короткие сроки реализации проекта, предложенные «Энерготех», и главным образом гарантии работы агрегатов Waukesha на заявленной мощности (2,25 МВт) обеспечили победу в проведенном тендере.

Энергоцентр Верх-Тарского месторождения располагается в непосредственной близости от существующих энергоцентров на база ГПГУ Caterpilar и Jenbacher и включает в себя следующее оборудование:  Две ГПГУ Waukesha VHP 9500GSI.  Пневматическая пусковая система, включающая в себя фильтр

всасываемого воздуха, воздушный винтовой компрессор, ресиверную

емкость с необходимой арматурой, трубопроводом и автоматикой.  Внешняя система топливоподачи электростанции, которая состоит из

фильтра-сепаратора для очистки топливного газа от механических

примесей и капельной жидкости; газо-распределительного пункта,

обеспечивающего требуемое давление газа; фильтра тонкой очистки,

служащего для удаления жидких углеводородов и окончательной

подготовки топливного газа; расходомерного узла и системы подогрева

топливного газа.  Электротехническое оборудование КРУ серии D-12P, предназначенное

для приема и распределения электрической энергии трехфазного

переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 6,3 кВ.  Аварийные радиаторы охлаждающей жидкости — сухие градирни

производства компании «Guntner» (Германия), расположенные на опорах

в непосредственной близости от главного здания энергоцентра.  Другие общестанционные и инженерные системы.

Все оборудование электростанции, за исключением ресивера сжатого воздуха, градирен и системы газо-подготовки, расположенной в отдельностоящем контейнере, располагается в быстровозводимом блоке, выделенном для каждого из газопоршневых агрегатов и разделенном на функциональные зоны-отсеки.

Работы, связанные с реализацией контракта, проводились параллельно. В то время когда ГПГУ изготавливались на заводе-изготовителе в г. Вокеша (США, штат Висконсин), были выполнены проектные работы. Причем работы по расстановке оборудования на площадке и межмодульные соединения выполнял генеральный проектировщик месторождения ЗАО «Сибнефтегазпроект», а внутримодульное проектирование осуществили специалисты проектного отдела «Энерготех». Поставка вспомогательного оборудования и строительные работы, связанные с подготовкой фундамента под будущую электростанцию, также велись в этот зимний промежуток времени[10].

Как известно, процесс заливки фундамента в зимний период времени крайне сложен и требует специальных устройств и дополнительных механизмов для осуществления прогрева. Более того, низкая температура окружающего воздуха не позволяла прерывать процесс заливки фундамента. Специалистам «Энерготех» удалось преодолеть эти трудности, не снижая темпов строительства! Работы велись до самого раннего утра с применением искусственного освещения, чтобы не прерывать процесс заливки. Сильный ветер, скорость которого достигала 20-25 м/с, затруднял и без того непростую работу, ускоряя процессы вымораживания бетона. 14 января 2007 года фундамент будущего энергоцентра был готов для проведения монтажа. Погодные условия не благоприятствовали проведению монтажных работ — температура часто опускалась за отметку -300С. Вопреки перечисленным трудностям все оборудование было смонтировано за 2,5 месяца. Уже в середине марта 2007 года была запущена первая ГПГУ, а в начале апреля начал работу второй агрегат. Специалистам отдела пуско-наладочных работ, несмотря на попутный газ с индексом детонации WKI=53, удалось настроить ГПГУ на работу с выдачей мощности, удовлетворяющей техническому заданию.

После ввода генераторных установок в эксплуатацию заказчик получил возможность на практике убедиться в возможностях работы газопоршневых двигателей разных производителей на попутном газе одного состава.

Укрепившееся доверие специалистов энергохозяйства ОАО «Новосибирскнефтегаз» к ГПГУ Waukesha позволило начать реализацию второго этапа энергоснабжения Верх-Тарского месторождения. Новое оборудование энергоцентра, включающее в себя три газопоршневые генераторные установки Waukesha APG 3000 (рисунок 17), запущено в I квартале 2008 года.

Рисунок 17 – Общий вид газпоршевой электростанции Caterpillar G3516

На Верх-Тарском месторождении используются 8 газопоршневых электростанций производства Caterpillar G3516 (таблица 13) ,1 Jеnbaсher JMS 620 (таблица 14) и 5 Waukesha APG3000 (таблица 15).

Таблица 13 – Технические характеристики Caterpillar G3516

Наименование Caterpillar G3516 Страна производитель США Мощность в режиме основного источника электроснабжения, кВА / кВт 1288 / 1030 Номинальное напряжение, В 400 Номинальная частота тока, Гц 50 Количество фаз 3 Панель управления EMCP II Двигатель Caterpillar G3516 LE SCAC Применяемое топливо газ Расход топлива, м3 / час 231 Обороты двигателя, об / мин 1500 Генератор Caterpillar SR4B Тип генератора На постоянных магнитах Габариты (открытая станция) 4917 х 2205 х 2012 Вес (открытая станция), кг 12873

Таблица 14 – Технические характеристики Jеnbaсher JMS 620

Наименование Jеnbaсher JMS 620 Страна производитель Austria Мощность в режиме основного источника электроснабжения, кВА / кВт 3352 Номинальное напряжение, В 500 Номинальная частота тока, Гц 50 Число цилиндров 20 Общий рабочий объём (л) 124,8 Двигатель J620 GS Применяемое топливо газ Расход топлива, м3 / час 774 м3/ч Частота вращения (обор/мин) 1.500 (50 Гц) Генератор DIG 110-193 Тип генератора На постоянных магнитах Габариты (открытая станция), мм 8900 х 2200 х 2800 Вес (открытая станция), кг 29 900 Таблица 15– Технические характеристики Waukesha APG3000

Наименование Waukesha APG3000

Технические характеристики электростанции Модель электростанции: APG3000 Номинальная мощность: 3200 кВт Резервная мощность: 3520 кВт Номинальная частота: 50 Гц Номинальный коэффициент мощности: 0,8 Габаритные размеры (ДхШхВ): 7880×1925×3260 мм Вес: 36333 кг

Технические характеристики двигателя Модель: APG-18V Рабочий объем двигателя: 164,2 л Номинальная частота вращения коленчатого вала: 1500 об/мин Расход топлива при 100% нагрузки: 790,0 м³/час Модель: APG-18V Рабочий объем двигателя: 164,2 л

Технические характеристики генератора Производитель: Marathon Напряжение: 400/230 В Класс изоляции: Н

Таким образом, газопоршневые генераторные установки Waukesha обеспечивают устойчивую работу на номинальной нагрузке без потери мощности, обеспечивая заявленные ранее 1,1 МВт.

5.6 Сравнение ГТУ и ГПЭС

Создание автономных энергоцентров имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Однако существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, необходимостью решения экологических задач и вопросов отпуска избытка электроэнергии в общую сеть[11].

Необходимость строительства собственной электростанции, как правило, обусловливается одной из следующих причин:  затраты на подвод электроэнергии и тепла сопоставимы с расходами на

строительство собственной электростанции (новое строительство);  есть проблемы с региональными энергосетями либо со стоимостью

дополнительной электроэнергии (расширение мощностей);  наличие и качество электроэнергии критично с точки зрения

непрерывности технологического процесса или нарушения технологии;  штрафы за выбросы в атмосферу попутного газа, прочих продуктов

сопоставимы со стоимостью оборудования электростанции

(нефтедобывающие компании);  возможность использования дешевого или «бесплатного» газа в качестве

топлива для электростанции (добывающие и транспортные топливные

компании);  ожидание роста тарифов на электроэнергию.

На сегодняшний момент возможными приводами генераторов для децентрализованных мини-ТЭЦ являются газовые поршневые и турбинные двигатели.

Очень важными для будущих владельцев станций являются вопросы расхода топлива и эксплуатационных затрат, которые напрямую связаны с выгодами, которые получит владелец и со сроком окупаемости оборудования станции. Удельный расход топлива на выработанный кВт·ч меньше у газопоршневой установки, причем при любом нагрузочном режиме. Это объясняется тем, что КПД поршневых машин составляет 36…45%, а газовых турбин — 25…34% (рисунок 18).

Рисунок 18 – Удельный расход топлива поршневой и турбинной

установками

Эксплуатационные затраты на электростанцию с поршневыми машинами ниже, чем на электростанцию с газовыми турбинами. Резкие скачки на графике ГТД — капитальные ремонты двигателя. У эксплуатационных затрат ГПД таких скачков нет, капитальный ремонт требует значительно меньше финансовых и людских ресурсов (рисунок 19).

Рисунок 19 – Эксплуатационные затраты на электростанцию мощностью 5 МВт

Сравнение газопоршневых и газотурбинных двигателей по другим немаловажным вопросам установки и эксплуатации приведено в таблице 16.

Таблица 16 – Сравнение газопоршневого и газотурбинного привода

Газопоршневой привод Газотурбинный привод Показатель

(ГПД) (ГТД)

1 2 3 Долговечность без ограничения при без ограничения при соблюдении

соблюдении правил правил

эксплуатации и обслуживания эксплуатации и обслуживания Ремонтопригодност ремонт производится на месте ремонт производится на ь ремонт требует меньше специальных заводах затраты

времени времени и денег на

транспортировку, центровку и т.д.

не теряет свойств при не теряет свойств при правильном

правильном хранении может хранении транспортировка Сохраняемость

перевозиться любым железнодорожным транспортом не

видом транспорта желательна

КПД мало меняется при КПД резко снижается на Экономичность нагрузке от 100% до 50% частичных нагрузках

мощности Удельный расход 9,3…11,6 МДж/кВт·ч 13,2…17,7 МДж/кВт·ч топлива при 100% 0,264…0,329 м3/кВт·ч 0,375…0,503 м3/кВт·ч и 50% нагрузках Падение 22% 8 с 40% 38 с напряжения и время восстановления после 50% наброса нагрузки Влияние не желательна долгая работа на работа на частичных нагрузках переменной нагрузках менее 50% (сильно (менее 50%) не влияет на Окончание таблицы 16

1 2 3

влияет на интервалы состояние турбины при высокой

обслуживания) при меньшей единичной мощности агрегата,

единичной мощности агрегата, отключение вызывает потерю нагрузки

более гибкая работа 30…50% мощности

электростанции в целом и выше электростанции

надежность энергоснабжения

требует больше места, т.к. при мощности электростанции 5

имеет больший вес на единицу МВт выигрыш от меньшего

мощности не требует размера помещения не значителен

рабочее давление газа на входе газа на входе — 12 бар, здании

• 0,1…0,35 бар требуется газ высокого давления,

либо дожимной компрессор, а так

же оборудование для запуска

турбины

останов после каждой 1000 ч останов после каждых 2000 ч

работы, замена масла кап. (данные фирмы Solar) кап. ремонт Обслуживание ремонт через 60000 ч., через 60000 ч., выполняется на

выполняется на месте специальном заводе

установки

Сравнение турбинных и поршневых двигателей для применения на миниТЭЦ показывает, что установка газовых турбин наиболее выгодна на крупных промышленных предприятиях, которые имеют значительные (больше 10…12 МВт) электрические нагрузки, собственную производственную базу, высококвалифицированный персонал для эксплуатации установки, ввод газа высокого давления[11].

Мини-ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей перспективны в качестве основного источника электроэнергии и теплоты на предприятиях самого широкого диапазона деятельности, а именно:  в сфере обслуживания – в гостиницах, санаториях, пансионатах и

предприятиях пищевой промышленности;  в промышленности – на деревообрабатывающих и химических

предприятиях;  в сельском хозяйстве – в тепличных хозяйствах, на птицефермах и

животноводческих комплексах.

5.7 Низкотемпературные технологии подготовки нефтяного газа

На Верх-Тарском месторождении отмечается значительное снижение пластового давления от начального, что немаловажно для выбора способа добычи пластовой жидкости и утилизации нефтяного газа. Так же особенностью данного месторождения является удаленность от всех коммуникаций, что создает главную сложность при освоении запасов углеродного сырья и транспортировки товарной продукции.

В связи с чем необходимо применять более выгодное экономическое решение проблемы утилизации. Для этой цели предлагаю подготавливать газ на установке низкотемпературной сепарации или низкотемпературной конденсации с целью получения сухого газа, газового бензина, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) [17].

В аппаратурном оформлении этого процесса наряду с эффектом дросселирования (при наличии свободного перепада давления) применяется также искусственное охлаждение пропановым холодом или каскадного холодильного пропан-этанового цикла. Благодаря чему возможно извлечение из газа до 90% этана, 99% пропана и 100% всех остальных углеводородов. Низкотемпературная сепарация проводится при низких температурах (-30°С), что позволяет извлекать из газа этан и более тяжелые углеводороды. Достоинством установки HTК являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты.

В предлагаемых установках для создания искусственного холода чаще всего применяются турбодетандеры, в которых энергия расширяющегося газа рекуперируется для создания холода или компрессорные холодильные машины, хладагенты, в которых обычно – фреон, этан, пропан.

Аппаратурное оформление стандартной установки отбензинивания газа на базе процесса низкотемпературной конденсации представляет собой следующий технологический комплекс (рисунок 20):

Рисунок 20 – Схема низкотемпературной сепарации с турбодетандером

Предварительно осушенный газ в ГС, охлаждается в рекуперативных теплообменниках, после чего поступает в сепаратор, где происходит отделение от него сконденсированных углеводородов, после которого идет на турбодетандер, с которого подается на разделительную колонну. В нее же с теплообменников поступает смесь сконденсированных углеводородов из сепаратора. Внизу колонны отбирают смесь сконденсированных углеводородов от этана и выше, а деэтанизированый газ сверху колонны отводится в теплообменники, после которых поступает в турбодетандер, в котором сжимается за счет энергии расширяющего газа из сепаратора и направляется далее заказчику. Смесь полученных углеводородов направляется на газофракционирующую установку, где из нее отбирается этановая фракция 90% и фракции остальных более тяжелых углеводородов.

6 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 Основные источники загрязнения атмосферного воздуха и

характеристика вредных веществ в воздухе зоны нефтепромысловых объектов

Загрязняющие воздух вещества на объектах бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти поступают в атмосферу в виде организованных и неорганизованных выбросов[14].

(испарение нефти);  не герметичность технологического оборудования;  системы вентиляции производственных помещений, двигатели

внутреннего сгорания.

В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти наблюдается большое количество неорганизованных источников выделения вредных веществ, к ним относятся:  нефтяные скважины,  установки замера продукции скважин,  сепарационные установки,  дожимные насосные установки,  нефтесборные пункты,  установки подготовки газа,  компрессорные станции,  промысловые газопроводы,  установки предварительного сброса воды.

Вероятность неорганизованных выбросов в окружающую среду повышается в первые несколько лет работы сооружений, вследствие некачественного выполнения строительных, сварочных работ и заводских дефектов оборудования, затем вероятность аварийных выбросов несколько снижается и вновь возрастает по мере старения оборудования.

Вещества, выбрасываемые в атмосферу при добычи нефти, относятся к 14 классу опасности.

Cернистый ангидрит (SO2) оказывает общее токсическое воздействие, нарушает углеводный и белковый обмены. Газ относится к 3 классу опасности, ПДК- 10 мг/м3. Токсичность резко возрастает при одновременном воздействии с сероводородом, окисью углерода, аммиака и окислами азота. Действует “эффект суммации” вредных веществ[14].

Окись углерода относится к 4 классу опасности, ПДК в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3, для населенных мест- 3,0 мг/м3. Выделяется в атмосферу при сжигании газа на факелах и в дымовых трубах котельных.

Окись азота NO- бесцветный газ, быстро окисляется до NO2- двуокиси азота. NO- кровяной яд ,оказывает прямое действие на центральную нервную систему. Относится ко 2 классу опасности, ПДК рабочей зоны 5 мг/м3, населенных мест 0,085 мг/м3. Выделяется при работе котельных и сжигания газа на факелах.

Двуокись азота NO2 вызывает раздражающее действие на легкие. Относится ко 2 классу опасности, ПДК населенных мест- 0,085 мг/м3.

Углеводороды (легкая фракция нефти) вызывают острые и хронические отравления при концентрации 0,005-0,010 мг/м3. Относится к 4 классу опасности, ПДК населенных пунктов для бензина- 5,0 мг/м3.

В больших количествах углеводороды выбрасываются в атмосферу при эксплуатации резервуаров. Все неорганизованные источники выбросов при сборе, транспорте, подготовке и хранении нефти выделяют в атмосферу углеводороды.

Cажа — обладает хорошей летучестью, долго держится в воздухе, образует устойчивое облако в местах выделения (ПДК- 0,15 мг/м3).

Содержит в своем составе канцерогенные 3, 4- бензипрен и другие полициклические ароматические углеводороды, токсичные соединения металлов.

На территории месторождения находится котельная центрального товарного парка. При ее работе в атмосферу выбрасываются окись углерода, окислы азота и сернистый газ.

Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу на ЭВМ показал, что котельные, работающие на газе, являются экологически безопасными объектами. Выбросы от котельных можно принять за величину ПДВ (предельно- допустимые выбросы).

Нефтяные резервуары являются основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу.

6.2 Источники загрязнения водоемов и почв

При бурении и эксплуатации нефтяных скважин, сборе, подготовке и транспорте нефти основными загрязнителями почв и водоемов являются нефть, отработанные буровые растворы, буровой шлам, сточные воды, содержащие механические примеси, органические соединения, химические реагенты, поверхностно- активные вещества и минеральные соли. К основным узлам промыслового оборудования, являющимися источниками загрязнения, относятся следующие[14]:  Устья скважин и прискважинные участки (аварийный разлив нефти

возможен при нарушении герметичности в устьевой арматуре, при

проведении работ по освоению скважин, подземному и капитальному

ремонту).

 Мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок

(утечки нефти и ее разлив возможны при переливах через верх мерников,

очистке мерников и трапов от грязи и парафина).

 Сборные резервуарные парки (разлив нефти может происходить при

спуске сточных вод из резервуаров, при переливе нефти через верх

резервуаров).

 Неплотности или разрыв промысловых нефтесборных и нагнетательных

трубопроводов (возможны попадания нефти и пластовых вод на

природные объекты).

Нефть, как загрязнитель водной среды, характеризуется сложным составом, включающим широкий спектр углеводородных соединений, каждое из которых может рассматриваться как самостоятельный токсикант. Влияние нефти выражается в образовании на поверхности воды, нефтяной пленки, отложении на дно водоемов тяжелых фракций, появлении в воде керосинового запаха. Вода образует с нефтью стойкие эмульсии, которые сохраняются в течении длительного времени. Полное ее разрушение происходит под действием биохимических процессов окисления, которые при низких температурах (характерных для данного района), протекают крайне медленно.

Буровые отходы, кроме большого количества механических примесей, содержат значительное количество различных химических реагентов и добавок (нефть, гипан, КМЦ- 600, сульфанол, ГКЖ- 10, ТПФН и др.).

Для многих компонентов бурового раствора ПДК не определены.

Буровые сточные воды (БСВ), скапливаемые в отстойно- накопительных котлованах, загрязнены диспергированной глиной, смазочными маслами, нефтью, химическими реагентами, выбуренной породой, минеральными солями.

Содержание механических примесей в БСВ достигает 1,2 г/л, рН колеблется в диапазоне от 7,7 до 10, содержание растворенных и эмульгированных нефтепродуктов достигает 200 мг/л, бихроматная окисляемость- 600 мгО2/л, а минерализация- 2,6 г/л.

Высокоминерализованные пластовые воды, поступающие в горизонты пресных вод за счет межпластовых перетоков, а также на поверхность в случае негерметичности обсадных колонн скважин, извлекаемые при испытаниях скважин на приток жидкости- относятся к опасным загрязнителям, вызывающим засоление подземных и поверхностных вод и земель.

Степень минерализации пластовых вод изменяется в пределах от 0,1 до 400 г/л.

6.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

В целях охраны атмосферы должны быть уменьшены выбросы легких фракций нефти от резервуаров, для этого необходимо:  обеспечение автоматического регулирования уровня в сепараторах КСЦ;  монтаж и ввод в эксплуатацию установок улавливания легких фракций

нефти из резервуаров (УЛФ);  внедрение гибких дисков- отражателей в резервуарах;  монтаж резервуарных конденсаторов;  снижение температуры нефти, поступающей в резервуары;  сокращение числа эксплуатационных нефтяных резервуаров (замена

герметичными буллитами);  ввод в эксплуатацию центробежных вертикальных сепараторов.

Для уменьшения потерь нефти в результате ее капельного уноса при сепарации необходимо:  применение устройства предварительного отбора газа с

каплеуловителями в технологической схеме сепарации;  ввод в эксплуатацию сепарационных наклонных трубных установок  (УСТН-1);  ввод в эксплуатацию блочных автоматизированных сепарационных

установок;  оснащение сепарационных установок блоками струйных насадок типа

КС-1.

В целях охраны вод:

Показатели водопотребления и водоотведения не должны превышать нормативных. Для снижения водопотребления, в том числе поверхостных вод, необходимо:  обеспечить повторное использования буровых сточных вод после их

отстоя и очистки;  вводить в действие установки предварительного сброса воды;  внедрять датчики расхода воды на нужды бурения, добычу и подготовку

нефти;  строго соблюдать технологию проходки поглощающих горизонтов;  предотвращать утечки воды через неплотности соединений в водоводах.

В целях предотвращения загрязнения поверхностных вод, в заболоченных и периодически затопляемых местностях материалы, оборудование, механизмы должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности[14].

Проводить дополнительную обваловку со стороны водоемов, кустов скважин, расположенных в их непосредственной близости. Регулярно контролировать состояние обваловки.

Места для размещения емкостей для хранения горюче-смазочных материалов, бурового раствора, сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.

При разливе нефти на поверхности земли или попадании ее в водоем в результате аварии необходимо сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за состоянием водных объектов, в течение не более трех часов с момента обнаружения, принять меры, обеспечивающие предотвращение дальнейшего распространения загрязнения:  локализовать загрязнения с применением боновых заграждений;  произвести сбор нефтепродуктов с помощью сорбентов пенополеуретана,

резиновой крошки, текстильного горошка или других аналогичных

средств.

Для охраны земли и недр предусмотреть выполнение нижеследующих мероприятий:

На период строительства скважин для буровых предприятий землепользователем отводится во временное пользование участок земли, размеры которого приведены в СП.

Для сокращения размера участка применять унифицированные схемы монтажно-буровых установок.

Земельные участки кустов (одиночных) нефтяных скважин необходимо обваловывать земельным валом высотой не менее 1,0 м с целью локализации возможных разливов нефти.

Все материалы и оборудование располагать строго в пределах отведенной и обвалованной площадки.

Сбор и хранение отходов бурения (шлама, глинистых растворов, сточных вод), загрязненных нефтепродуктами и другими органическими и минеральными веществами осуществляется в нефтяных амбарах.

Линейные размеры амбара (площадь, глубина) определяются в зависимости от рельефа местности, категории грунта, глубины залегания грунтовых вод.

Высота обваловки амбара определяется в зависимости от механического состава почв. Для почв с тяжелым механическим составом (суглинки, глины) высота обваловки должна быть не менее 70 см, для почв с легким механическим составом (пески, супеси) – не менее 150 см.

Осуществлять регулярный контроль состояния обваловок вокруг кустовых площадок и шламовых амбаров, в случае необходимости производить их восстановление.

Эксплуатацию скважин производить при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность бесконтрольного выброса и открытого фонтанирования нефти.

Осуществлять полную герметизацию процессов сбора, подготовки и транспорта продукции скважин по всей технологической цепи с утилизацией

Для защиты поверхности земли от разлива нефти и нефтепродуктов предусматривать:  в групповых замерных установках автоматическую блокировку скважин в

случае аварийного состояния коллекторов;  сооружение узлов переключения трубопроводов от групповых замерных

установок до основного коллектора, что позволит в аварийной ситуации

отключать поврежденные участки трубопроводов;  оснащение резервуаров сигнализацией максимального уровня и

автоматической защитой их от перелива.

В случаях получения сведений об аварийных разливах нефти руководитель предприятия должен незамедлительно направить аварийную бригаду для сбора и удаления разлившейся нефти.

На всех промыслах иметь запас сорбентов (резиновая крошка, пенополеуретан, текстильный горошек) на случай аварийного разлива нефти.

Не допускать сжигания разливов нефти на поверхности почвы.

В процессе проводки скважин для предотвращения возможных перетоков жидкости или газа, ухудшения свойств коллекторов предусмотреть следующие мероприятия:  изоляцию в скважинах нефтяных и водоносных горизонтов обсадными

колоннами;  пакерование заколонного пространства;  цементирование заколонного пространства.

При строительстве скважин предупреждать нефтегазопроявления путем установки противовыбросового оборудования.

Применять буровые растворы с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях.

Рекультивация земель производится согласно “Положения о порядке передачи рекультивированных земель землепользователю предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательcкие, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова”.  рекультивации подлежат кустовые площадки и трассы передвижения

бурового оборудования;  рекультивация кустовых площадок и рекультивация трасс передвижения

производится ССУ по наряд – заказу с приложением исполнительной

схемы коммуникации и после откачки жидкости из амбара в

нефтесборный коллектор, и должна быть закончена в течении 12 месяцев

после окончания бурения кустов скважин;

• Рекультивация земель на кустовой площадке включает в себя:  откачку чистой воды из шламовых амбаров;
•  засыпку амбара грунтом;
•  ликвидацию обваловки вокруг амбаров;
•  зачистку замазученности с территории площадки;
•  отсыпку грунтом зачищенных мест.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Работа выполнена с целью выбора и обоснования рационального метода утилизации попутного нефтяного газа Верх-Тарского нефтяного месторождения, разрабатываемого ОАО «Новосибирскнефтегаз», в связи с необходимостью выполнения условий лицензионного соглашения в части объемов утилизации ПНГ.

В результате анализа утилизации нефтяного газа было выявлено, что существующая технология утилизации газа на энергокомплексах обеспечивает уровень утилизации 59%, что не соответствует принятому правительством уровню. Предложено подготавливать нефтяной газ по низкотемпературным технологиям. Выбор конкретной технологии требует дополнительных обоснований.

Большая часть продуктов подготовки будет использоваться на собственные нужды. Сухой газ может быть использован в качестве топлива на ГПЭС, ГТУ и путевые подогреватели. Исчезнет проблема с низким качеством топлива газопоршневых электростанции, что позволить повысить их КПД. Бензиновая фракция может быть использована для производства топлива автомобильного транспорта.

Установка подготовки газа будет загружена в полной мере, так как в перспективе «Новосибирскнефтегаз» рассчитывает наращивать объемы добычи нефти за счет освоения других 6 лицензионных участков в Новосибирской области, что повлечет за собой расширение энергокомплекса Верх-Тарского месторождения.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

1. ПНГ – попутный нефтяной газ 2. КПД – коэффициент полезного действия 3. ЦПС – центральный пункт сбора 4. ПТБ – печь трубная блочная 5. УПСВ – установка подготовки сеноманской воды 6. ДНС – дожимная насосная станция 7. ГПЭС – газопоршневая электростанция 8. ГТУ – газотурбинная электростанция 9. УПТГ – установка подготовки топливного газа 10.СОД – средства очистки и диагностики 11.УОНГ – установка очистки нефтяного газа 12.ГРПШ – газораспределительный пункт шкафной 13.НТК – низкотемпературная конденсация 14.ГС– газосепаратор 15.ОУУГ – оперативный узел учета газа 16.ФВД – факел высокого давления 17.ФНД – факел низкого давления

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/zaleji-nefti/