1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.

В России различ 5 регионов Арктический, Дальневосточный, Каспийский, Балтийский, Азово – Черноморский.

1.1. Арктический регион

В арктическом регионе различают два сектора: Восточный осадочный, Западный осадочный

Восточный осадочный сектор состоит: Арктического шельфа, Северо – Антлантического шельфа

Западный осадочный сектор состоит из: Арктического шельфа, Тихоокеанского шельфа

Восточный арктический шельф состоит из следующих НГБ: Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Бассейн моря Лаптевых

Североантлантический шельф состоит из следующих НГБ: Североморской, Норвежско-Западно-Баренцевоморский.

Западный арктический шельф состоит из следующих НГБ:Свердрупский, Дельты реки Маккензи и моря Бофорта, Северо – Аляскинский, Северо и Южно Чукотский

Тихоокеанский шельф состоит из следующих НГБ:Охотский, Анадырский и Наваринский Беренгового моря.

Классификация морских УВ мест-ний.

Различ газ. мест-ния (продукция состоит в основном из метана, причем С₅ + высшие должны быть ≤0,2% от залежи), г/к мест-ния (низкоконденсатные - продукция состоит в основном из метана, причем С₅ + высшие должны быть ≤0,6% от залежи, а кислота ≤0,25 г/м³; среднеконденсатные - С₅ + высшие должны быть >0.4, <1,9% от залежи, а кислота 20-100 г/м³; высококонденсатные - С₅ + высшие должны быть>1,6% от залежи, а кислота>100 г/м³; суперконденсатные - С₅ + высшие должны быть>6% от залежи, а кислота >200 г/м³), нефтяные мест-ния (ГФ<200м3/м3), н/г мест-ния (газ.залежи с нефтяной оторочкой, причем запасы газа >запасов нефти), г/н мест-ния (нефть с газ.шапкой, запасы н>запасов г.), нефтегазоконд-ные мест-ния (г/к мест-ния с нефт.отторочкой. причем запасы г.>запасов н.), г/к нефт метс-ния (нефт залежи с г/к шапкой, запасы н>запасов г)

В процессе разр-ки тип залежи меняется и необх-мо 1р в 5 лет производить переоценку.

2. Осушка газа метанолом

1

1

2

2

I

II

II

IV

IV

IV

4

5

6

8

6

1

I

2

3

I

III

II 7 10 VIII X 9 IX VII

Продукция скважин – 1(поток I) по выкидным линиям подаётся на трёхходовый кран – 2, в зависимости от положения которого направляют её либо (поток II) в замерной сепаратор – 3, либо (поток III) в сборный коллектор – 4.

На устье каждой скважины в продукцию подаётся метанол (поток IV) для предотвращения гидратообразования.

В 3 продукция делится на жидкость (конденсат) и газ.

Газовая фаза (поток V) проходит расходомер – 5 и поступает в сборный коллектор по которому через дроссель–6 подаётся в технологический сепаратор-7.

Перед дросселем в газ подают метанол.

Жидкая фаза из замерного сепаратора (поток VI) через расходомер – 8 также сбрасывается в сборный коллектор.

В технологическом сепараторе продукция делится на газ,к-т,водн р-р метанола. Водный раствор метанола образуется при поглощении метанолом водяных паров из газа (высушивание газа).

Высушенный газ (поток VII) через ещё один дроссель-6 выводится с установки. Вся влага поглотилась метил спиртом. Ж-сть (поток VIII) направляется в

1

I

РВС – 10 для окончательного разделения на УВ и водный слой.

УВ слой с помощью насоса – 9 (поток IX) сбрасывается в газ тр-пр, а водный раствор метанола выводится с установки (поток Х) на регенерацию, либо на сброс в море (В РФ запрещено).

«‑«: необходимость установки регенерации метанола;большие потери метанола, уходящего в виде паров с высушенным газом (до 30 % мас.), в следствии его высокого ДНП.

БИЛЕТ №3