МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра РЭНГМ
Научно-исследовательская работа № 4 Тема: «Реализация программы утилизации попутного нефтяного газа на примере ООО «РН – Пурнефтегаз» РУКОВОДИТЕЛЬ: Доцент, к.т.н. _________________ Севостьянов А.А ВЫПОЛНИЛ: Студент группы РМмз-15-7 _________________ Уруджев Н.А

Тюмень, 2017

Содержание

Введение 3

1. Анализ геологических особенностей и технологических решений по объекту разработки 4

2. Формирование комплекса мероприятий по внедрению исследуемой технологии на объекте разработки 7

3. Технико-технологические требования и контроль при реализации процесса 16

4. Прогноз технологической эффективности и экономическая оценка 20

Выводы и рекомендации 23

Список Использованных источников 24

Введение

Актуальность темы обусловлена тем фактом, что на сегодняшний день попутный нефтяной газ является ценным видом углеводородного сырья и вопросам его рациональной утилизации уделяется приоритетное значение. Попутный нефтяной газ стремятся использовать максимально, однако, ввиду того, что выделяющийся из нефти попутный газ не полностью расходуется на собственные нужды (печи, котельные, электростанции), и если нет возможности поставить его на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), излишки его сжигаются в факелах. Но рациональное использование ПНГ последних ступеней требует создания дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки, что повышает себестоимость попутного газа и снижает рентабельность переработки газа.

Ввиду изложенного, поиск технических решений, направленных на повышение технологической и экономической эффективности процессов переработки попутного газа, на сегодняшний день крайне важны и актуальны.

Целью НИР является формирование и обоснование технологических решений по внедрению исследуемой технологии. Для достижения поставленной цели в работе решены задачи:

1. Сформирован пакет предложений по внедрению проекта утилизации и переработки попутного газа на ДКС с УПГ группы Харампурского месторождения,

2. Обоснована их технологическая эффективность на примере ДКС с УПГ Харампурского месторождения,

3) Обоснованы мероприятия по контролю за процессом реализации предлагаемых решений.

1. Анализ геологических особенностей и технологических решений по объекту разработки

Нефтегазоконденсатное Ямало-Ненецкий АО Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа в районе полярного круга.

Харампурское месторождение входит в Харампурскую группу месторождений и включает в себя: Фестивальное, Южно-Харампурское, Харампурское месторождения, а также более 20 перспективных структур. Харампурское месторождение введено в разработку в 1990 году. За это время пробурено и введено в эксплуатацию более 340 скважин.

По физико-географическому районированию участок расположен в Верхне-Надымско-Пуровской провинции лесной равнинной зональной области Западной Сибири, в междуречье рек в пределах северо-таежной подзоны.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Господствующими являются болотные и северо-таежные ландшафты озерно-аллювиальной равнины. Равнины плоские, слабоволнистые, зазеренные и заболоченные. Болота выпуклобугристые в сочетании с плоскобугристыми, полигонально-трещиноватыми и мелкокочковатыми. К торфяным болотам приурочены отсрова вечной мерзлоты и связанные с ней явления бугры пучения и морозобойные трещины. Абсолютные отметки рельефа наиболее высокие в центральной северной части – до 80 м, в западной – до 65 м, наиболеее низкие – в южной части – от 38 до 49 м. Залесенность участка составляет 15%, заозеренность – 10% и заболоченность – до 50%. Глубины долинных врезов рек Пурпе составляют 35.8 м, р. Хэмильяха – 44 м, врезы озер – 51 м, размеры крупных озер – 2*3 км.

Лицензионный участок расположен в средней части северо-бориальной зоны разобщенного залегания вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа. Мерзлота имеет обычно двухслойное строение. Верхний ее слой прослеживается до глубины 50 - 75 м, а нижний начинается с глубины 80 м и прослеживается до 250 - 260 м. С мерзлотой связаны специфические формы мерзлотного рельефа: бугры миграционного пучения, воронки и поля протаивания.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течение года. Среднегодовые температуры составляют – 3 - 4 оС. Абсолютный годовой минимум достигает -50 - 60 оС. Зима продолжительная и холодная, лето короткое и теплое. Наибольшее количество осадков выпадает в начале и конце лета. Среднегодовое количество осадков 450 - 500 мм, в теплый период с апреля по октябрь их выпадает 350 – 400 мм. Снежный покров образуется в первой декаде октября, сход снега – к концу мая. Продолжительность снежного покрова составляет 200 – 220 дней, средняя высота покрова – 70 – 80 см.

В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих нефтегазоносных резервуарах, представленных в таблице 1.

Таблица 1 – Залежи Харампурского месторождения

Горизонт	Пласт, объект разработки	Характеристика залежи
Туронский (пласт Т)	Пласт Т	Газовый
Сеноманский	Пласты ПК1-ПК103	Преимущественно газовый
Апт-альбский	Пласты ПК142-ПК20	Нефтегазовый
Валанжин-готеривский	Пласты БП5-БП20)	Нефтегазовый
Юрский	Пласты Ю11, Ю12,Ю13, Ю14	Преимущественно нефтяной

Извлекаемые запасы нефти и конденсата по Харампурскому нефтегазоконденсатному месторождению по категорям АВС1+С2 соответствуют 88 млн. т, суммарные запасы газа по категорям АВС1+С2 — 903 млрд. м³. Глубина залегания продуктивных пластов - от 2900 до 3000 м. Глубина залегания газовых залежей - 1000-1100 м. Плотность нефти - от 0,828 до 0,910 кг/м³. С начала разработки добыто 13091 тыс. т. нефти или 10,46% от начальных извлекаемых запасов.

Современный этап освоения Северо-Харампурского месторождения характеризуется следующими основными показателями: обводненность продукции - 78%; рост обводнения за год - 11%; количество скважин, работающих с водой - 103, из них с обводненностью более 90% - 41 скважина (33% действующего фонда). Геолого-промысловые исследования показывают, что в пределах Северо-Харампурского месторождения имеются обширные зоны естественной и искусственной трещиноватости, которые привели к “кинжальным” прорывам воды к добывающим скважинам, неравномерному обводнению коллектора, выключению из дренирования низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.  К числу мероприятий, направленных на регулирование процесса заводнения и оптимизацию освоения запасов углеводородов, относятся  исключение низкоэффективной закачки; перераспределение фильтрационных потоков по результатам трассировочных работ; селективная изоляция заколонных перетоков; нестационарное циклическое заводнение.

Таким образом, проведение на стадии эксплуатации детальных сейсморазведочных работ позволило уточнить геологическую модель строения продуктивных объектов и обосновать возможные мероприятия, направленные на повышение эффективности освоения месторождения и интенсификацию добычи нефти и газа