Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Изучение и анализ действующей системы сбора и подготовки нефти, газа и конденсата, выявление ее недостатков. Расчет основных экономических показателей определения дохода от продажи углеводородного сырья. Опасные и вредные факторы на предприятии.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.05.2016
Размер файла 2,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Даная дипломная работа посвящена теме системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак. Целью работы является изучить и проанализировать действующую систему сбора и подготовки нефти, газа и конденсата, выявить недостатки, а также предложить способы устранения некоторых недостатков, в частности, необходимости улучшения качества подготовки конденсата. Решение поставленной задачи заключается в более полном извлечении газа на первой ступени сепарации, осуществляемого с помощью включения дополнительного сепаратора в состав установки комплексной подготовки газа. В результате облегчается дальнейшая подготовка газоконденсата, и улучшается качество готовой продукции.

Осы диплом жумысы Карашыганак кенишинин унгыма онимин жинау жане дайындау жуйеси такырыбына арналган. Жумыстын максаты - унгыма онимин жинау жане дайындау жуйесин зерттеу барысында оган анализ беру, кемшишиктерин айкындау жане кейбир кемшиликтердин жою жолын усыну. Бул жумыста кениште ондирилип жаткан газоконденсаттан газ фракциясын болу сапасын жогарылату жолы карастырылган. Койылган максат косымша сепаратор орнату аркылы шешилген. Натижесинде сепарациянын биринши этапында айырылатын газдын колеми кобейгендиктен кейинги дайындык процесстеринин журуи женилдетиледи, дайын онимнин сапасы артады.

The given graduation paper is dedicated to the well output's gathering and preparation system on Karachaganak field. The purpose of this work is to study and analyze functioning system of well output's gathering and preparation, to reveal its disadvantages and give some solutions to exterminate them. The decision of a task consists in fuller extraction of gas at the first step of the separation. An additional separator carried out by inclusion it into installation of complex preparation of gas. As a result the further preparation of gascondensate is facilitated, and quality of final output improves.

Введение

Kazakhstan is the second largest oil producer among former Soviet republics after Russia, with output of 693,000 bbl/d in 2000. Almost half of Kazakh oil production comes from three large onshore fields: Tengiz, Uzen, and Karachaganak. Kazakhstan has been eager to tap its production potential of over 3 million bbl/d, and former Prime Minister Nurlan Balgimbayev (now the head of Kazakhoil) has estimated that Kazakhstan could earn $700 billion in revenues (including taxes) from offshore oil and gas fields over the next 40 years.

Karachaganak is one of the world's largest oil and gas condensate fields. The expansion of the field has involved an investment of over US$4,3 billion and it is currently the biggest internationally funded project in Kazakhstan. The field development is being overseen by four international partners - British company BG Group and Eni of Italy, each with a 32,5 percent interest, Chevron of the USA with 20 percent, and LUKOIL of Russia with 15 percent. They came together to form Karachaganak Petroleum Operating BV (KPO).

While Karachaganak and KPO had their own share of controversy in the past, compared to the environmental difficulties of the Tengiz field operated by Chevron and the well-publicized troubles of Eni, the operator of the giant Kashagan field, the Karachaganak project can be regarded as a success story.

However, despite these successes (which certainly helped to keep off Kazakhstan's tax police and environmental authorities), Karachaganak faces many of the same problems that all oil and gas producers, especially foreign companies, are exposed to.

The main challenge is the geographic location of the field and the lack of distribution options for the natural gas extracted from the field. Due to the Russia-centric nature of the Soviet gas pipeline network, the only existing export option for Karachaganak gas is to Russia, more specifically the Orenburg Gas Processing Plant just across the border. Currently, KPO sells its gas to KazRosGas, a joint venture between Gazprom and KazMunaiGas, which in turn exports the gas to Orenburg and then to other CIS states through the Russian gas pipeline network. This arrangement leaves KPO in a vulnerable position because of the lack of any alternatives. Thus, KPO itself is unable to market its gas in Western Europe and is forced to sell its gas to KazRosGas at a significant discount to European market prices.

Another challenge is the structure of the field; like the majority of Kazakh gas fields, it is a gas condensate field. Due to the lack of viable export options for gas, the focus at the development of the field has been on liquid hydrocarbons (oil and condensate) which can be exported to Western markets via the CPC pipeline (all Karachaganak partners hold shares in the pipeline). For a long time, gas was seen as a semi-useless byproduct rather than a valuable export commodity like oil. One reason for this is the above described lack of export routes for the gas; another reason is the low quality and high sulfur content of the gas that requires further purification before it can meet contractual specifications as to export quality.

KPO has responded in slowing down the development of the natural gas portion of the field and has tried to find alternate uses for the natural gas it extracts.

First, it re-injects significant quantities of gas into the ground to maintain crude wellhead pressure for liquids extraction - at this point about 6 billion m3 of gas per year. Re-injected gas can then be recovered at a later date.

Second, it uses the extracted gas as power generator for its own facilities at Karachaganak.

Re-injection is used as a method of enhanced oil recovery to compensate for the natural decline of the field production by increasing the pressure in the reservoir, thus restoring the desired level of production and stimulating the recovery of additional crude.

Recycling of natural gas or other inert gases causes the pressure to rise in the well, thus causing more gas molecules to dissolve in the oil lowering its viscosity and thereby increasing the well's output.

Using this technique the field exploitation can be increased by up to 20%.

And preparation of the sour gas for re-injection, which is carried out on Karachaganak field, is considered to be an important part of the whole process.

The analysis of crude's gathering and treating system on Karachaganak field, which is the topic of this diploma work, covers the following items: inside trade gathering of well production; primary and secondary separation of condensate, oil, gas and water. The purpose of this work is to offer the possible way of solution to improve separation processes on the gas processing facility called Unit-2. It is conducted not only for sour gas preparation to re-inject it, but also for facilitating gascondensate's further preparation and treatment processes.

Unit 2 is where the gas compression and re-injection equipment is located.

The other main equipments at Unit 2 are slug catchers for oil and gas separation and glycol contactors for sour gas dehydration prior to re-injection. Liquids are sent to KPC for treatment.

The gas compressors are manufactured by Nuovo Pignone and at the limits of proven technology. There are three units operating in parallel configuration. Each unit has a capacity of 2.2 Billion cubic metres per year. The suction pressure is 70 bar and the discharge pressure is up to 550 bar. The compressors are three stage with interstage air-cooling.

As these facilities are dedicated to prepare sour gas for re-injection it is one of the ways to find alternate uses for the natural gas extracts, as it was mentioned earlier. And, from this point of view, the chosen theme can be considered as a vulnerable present-day topic in terms of not only Karachaganak's field development, but also for the whole Oil and Gas industry's development.

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Карачаганак находится в Западном Казахстане, недалеко от границы с Россией, его площадь составляет около 280 км2.

Месторождение расположено в зоне плодородных степей Приуралья на территории Западно-Казахстанской области и административно входит в Бурлинский район, центром которого является г.Аксай. Население Аксая составляет около 25000 человек.

Как видно из рисунка 1, географически месторождение находится к северо-востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км от города Аксай, в 150 км на восток от г.Уральска, на высоте 80-130 м над уровнем моря. Ближайшими населенными пунктами являются: Тунгуш (вплотную прилегает к контуру месторождения), Березовка (3 км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км), Жанаталап (4 км), Карашыганак (6км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск-Илек. Площадь месторождения пересекает автодорога с твердым покрытием Уральск-Оренбург. В 35 км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод “Оренбург - Западная граница”, а в 160 км к западу - нефтепровод “Мангышлак-Куйбышев”. От Карачаганакского месторождения до Оренбургского газоперерабатыавющего завода (ОГПЗ), расположенного в 30км северо-западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. Расстояние от Карачаганакского до Оренбургского месторождения - 80 км. По западной части месторождения в северо- восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождения проходит ЛЭП-110.

Рисунок 1 Обзорная карта расположения месторождения Карачаганак

1.1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На месторождении Карачаганак скважинами вскрыты кайнозойские, мезозойские и палеозойские отложения на максимальную глубину 6458 м.

На рисунке 2 представлен литолого-стратиграфический разрез Карачаганакского месторождения, из которого видно, что наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, являются нижнедевонские, а на рисунке 3 - схематический геологический профиль по линии А-А.

Рисунок 2 Литолого-стратиграфический разрез Карачаганакского месторождения

Рисунок 3 Схематический геологический профиль по линии А-А Карачаганакского месторождения

Средний девон в объёме эйфельского (D2еf) и живетского (D2zf) ярусов представлен плотными, тонкослоистыми, почти чёрными аргиллитами, сменяющимися вверх по разрезу темносерыми органогенными известняками с прослоями аргиллитов и редко алевролитов общей толщиной порядка 400 м.

Франский (D3f) и фаменский (D3fm) ярусы верхнего девона представлены в нижней части, в основном, алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются мелководными известняками, перекрытыми органогенно-детритовыми, сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками общей толщиной до 600 м. Отложения каменноугольной системы вскрыты на всей площади месторождения и представлены нижним (турнейский, визейский и серпуховский ярусы) и средним (только башкирский ярус) отделами.

Турнейский (C1t) ярус толщиной 6-245 м согласно залегает на фаменских породах и по литологии от них практически не отличается.

Визейский (C1v) ярус установлен в объёме окского надгоризонта (тульский, алексинский, михайловский и вендский горизонты) и представлен двумя типами разрезов: мелководно-морским и относительно глубоководным. Первый тип сложен известняками серыми органогенно-обломочными, биоморфно-дитритовыми частично ангидритизированными толщиной от 284 м до 110 м.

В серпуховском (C1s) ярусе кроме мелководного, толщиной до 700 м, и относительно глубоководного типа разреза, сложенного темно-серыми и серыми плитчатыми, микрослоистыми известняками и доломитами толщиной 15-63 м, в краевых частях структуры присутствует рифовый тип разреза, который представлен известняками светлыми, мшанково-водорослевыми, строматолитовыми, перекристаллизованными, доломитизированными, прослоями переходящими в доломит. Толщина рифовых отложений 244-872 м.

Башкирский (C2b) ярус развит лишь в краевых частях структуры, перекрывает серпуховский с перерывом и включает только нижний подъярус (краснополянский горизонт). Мелководно-морской тип разреза представлен органогенно-обломочными, биоморфно-детритовыми, водорослевыми известняками с прослоями доломитов.

В нижнем отделе перми выделяются ассельский (P1a), сакмарский (P1s), артинский (P1ar) и кунгурский (P1k) ярусы. Первые три яруса сложены карбонатными породами, входящими в состав продуктивной толщи и образующими три типа разрезов: биогермный, склоновый и относительно глубоководный.

Толщина первого типа разреза достигает в ассельском ярусе 728 м и составляет в сакмарском и артинском соответственно 23-90 м и 90 м. Рифовые образования представлены биогермными известняками, реже доломитами и их биоморфно-детритовыми разностями.

Кунгурский (P1kng) ярус, включающий филипповский и иреньский горизонты, в наиболее полных разрезах представлен нижней толщей карбонатно-сульфатных и верхней - соленосных и соленосно-терригенных пород.

Иреньский горизонт сложен соленосными породами с терригенными прослоями в нижней части разреза и соленосно-терригенными - в верхней.

В верхнем отделе пермской системы с достаточной условностью выделяются уфимский (P1u), казанский (P1kz) и татарский (P1t) ярусы, толщины которых изменяются соответственно от отсутствия до 1630 м, 742 м, 1925м. Верхнепермские отложения представлены красноцветными аргиллитоподобными глинами в различной степени известковистыми, с прослоями глинистых известняков и доломитов, с включениями каменной соли, гипса, ангидрита, иногда образующих тонкие прослои.

Разрез мезозойской группы включает отложения всех трех систем: триасовой, юрской и меловой.

Триасовые (T) отложения представлены терригенной толщей пород. Глины красно-коричневые, преимущественно известковистые, косо- и неяснослоистые. Песчаники и алевролиты красноцветные, разнозернистые, полимиктовые. Толщина триасовых отложений варьирует в широких пределах от 43 м до 2005 м.

Отложения юрской (J) системы по толщине на отдельных участках месторождения превышают 500 м и представлены песчаниками мелкозернистыми, песками глинистыми, глинами неизвестковистыми среднего отдела и глинисто-мергелистой толщей верхнего отдела.

Отложения меловой (K) системы выделены в объёме нижнего отдела, развиты только в южной части межкупольной мульды и достигают по толщине 180 м, представлены глинами темно-серыми, плотными, неизвестковистыми, с прослойками мергеля и конкрециями сидерита.

Завершается разрез глинами зеленовато-серыми, известковистыми, с горизонтальной слоистостью, с прослоями алевролитов и разнозернистых песчаников. Толщина их колеблется от 20 м до 115 м.

На рисунке 4 представлена структурная карта месторождения по кровле III продуктивного горизонта.

Рисунок 4 Структурная карта по кровле III горизонта месторождения Карачаганак

1.1.3 Нефтегазоносность. Выявленные залежи нефти и газа

Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 г. из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений.

Небольшая газоконденсатная залежь выявлена в карбонатном пласте филипповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине 30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс.м3/сут и 47,5 м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м, нивелируя рельеф органогенной постройки, и коллекторы в карбонатном пласте развиты у её присклоновых частей. В горизонте установлены литологические ловушки, и границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газоводяного контакта, принятого по результатам опробования скважины 30. Всего выявлено пять участков присутствия коллекторов в карбонатном пласте филипповского горизонта (площадью 1.8-38 км2). Керновые данные о коллекторских свойствах отсутствуют, а по ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6% до 9%.

Промышленная нефтегазоносность среднедевонских отложений установлена в скважине 15 при опробовании интервала 5670-5754 м (эйфельский ярус), из которого получен приток лёгкой нефти дебитом 76,2 м3/сут и 69.1 тыс.м3/сут газа. Вскрытая толща среднего девона представлена темноцветными аргиллитами с прослоями известняков, и выявленная залежь наименее изучена как по строению, так и по свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов.

Утверждённые запасы газа и нефти промышленных категорий по описанным залежам составляют значительно меньше 1% от запасов основной нефтегазоконденсатной залежи на месторождении, связанной с нижнепермско-верхнедевонскими отложениями.

Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке - 5150 м на основании результатов опробования и ГИС.

Анализ результатов исследований показал, что переход нефти в газоконденсатное состояние происходит в пределах интервала 4971- 4938 м. При этом самая высокая отметка получения нефти составляет - 4965 м, а нижняя отметка получения газа - 4940м. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке - 4950 м.

В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400м, а нефтяной - 200м и продуктивные площади равны соответственно 198880 и 262600 тыс.м2.

1.1.4 Коллекторские свойства продуктивных объектов

Породы продуктивной толщи характеризуются постседиментационными изменениями: доломитизацией, ангидритизацией, кальцитизацией, окремнением, перекристаллизацией, выщелачиванием, трещинообразованием. Вторичные преобразования оказали значительное влияние на вещественный состав отложений, обусловили структурно-текстурные особенности карбонатных пород, привели к трансформации первичного пустотного пространства коллекторов. В породах продуктивного комплекса выделяются межформенные, внутриформенные, межзерновые поры и поры выщелачивания, форма, размеры и другие характеристики которых достаточно хорошо изучены в процессе разведки месторождения.

К поровым коллекторам отнесены породы с пористостью выше 6%. Пористость коллекторов, определённая по керну, колеблется от 7.3 до 15.4%, составляя в среднем для перми 10,6. Для газонасыщенной части карбона пористость составляет 10.4% и для нефтенасыщенной - 9.5%. Средние значения пористости для отдельных частей залежи (пермская, газовая в карбоне и нефтяная), определённые по геофизическим исследованиям скважин, составляют 8.9%, 8.6% и 8.9%.

Значение коэффициента газонасыщенности по результатам промыслово-геофизических исследований скважин в среднем по 1 объекту с учётом остаточной нефтенасыщенности (0.045) равно 0.894, по 2 объекту - 0.962, а коэффициент нефтенасыщенности для 3 объекта оценивается величиной 0.923. При этом взвешенные по объёму и принятые в подсчёте геологических запасов величины газо- и нефтенасыщенности равны соответственно 0.914 и 0.920.

1.1.5 Свойства пластового газа, дегазированных жидкостей и газа сепарации

Месторождение Карачаганак характеризуется сложностью пластовой флюидной системы и разнообразием свойств добываемых газа, конденсата и нефти.

I и II объекты разработки представляют собой газоконденсатные залежи, в которых состав пластового газа закономерно меняется по глубине. Потенциальное содержание жидких углеводородов С5+в, контролирующее основные свойства конденсата, возрастает от 410 г/м3 в присводовой части I объекта до 950 г/м3 в районе ГНК II объекта разработки.

III объект разработки, представляющий собой нефтяную оторочку месторождения, характеризуется еще большей изменчивостью свойств нефти, различающихся по высоте и по площади залежи, в связи с чем, нефтяная оторочка условно разделена на два участка - северо-восточный и юго-западный.

За время разведки и разработки месторождения разработана флюидальная математическая модель, отражающая изменения всех свойств пластовых флюидов в объеме залежи.

В таблице 1.1 приведены полученные по флюидальной модели параметры пластового газа и конденсата на отметках 4200м (для первого объекта разработки) и 4700м (для второго объекта разработки).

Таблица 1.1.1

Параметры пластового газа и конденсата

Объект разработки

I объект

II объект

Абсолютная глубина средней отметки залегания, м

4200

4700

Начальное пластовое давление

54.75

57.0

Давление начала конденсации

44.7

48.5

Потенциальное содержание С5+в в пластовом газе, г/м3

470

640

Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, доли ед.

1.32

1.40

Мольная доля сухого газа, доли ед.

0.917

0.900

Плотность пластового газа, кг/м3

441

474

Вязкость пластового газа, мПа*с

0.068

0.084

Плотность конденсата пятиступенчатой сепарации при 20оС, кг/м3

774.5

789.1

Вязкость конденсата пятиступенчатой сепарации при 20оС, мПа*с

1.28

1.95

На сегодняшний день имеется значительная информация о физико-химических свойствах дегазированных проб конденсата и нефти, позволившая дать товарную характеристику добываемой жидкости и охарактеризовать конденсат и нефть средними параметрами (таблица 1.2).

Как видно из таблицы, конденсат и нефть по содержанию серы относятся к сернистым (среднее содержание серы превышает 0.6% масс.). По содержанию парафинов к парафинистым. Несмотря на относительно высокое содержание парафинов, при положительных температурах конденсат и нефть северо-восточного участка сохраняют текучесть и застывают при температуре ниже минус 10єС. Концентрация высокомолекулярных парафиновых углеводородов в нефти юго-западного участка колеблется в пределах от 2.8% до 9.2% масс., что предопределило температуру застывания нефти в интервале температур от минус 28 до плюс 11єС.

Таблица 1.1.2

Средние параметры дегазированной нефти и конденсата

Групповой углеводородный состав конденсата, определенный по 15 пробам, отобранным из скважин равномерно расположенных по площади и перфорированных на разных глубинах газоконденсатной залежи, свидетельствует о метаново- нафтеновом типе добываемого конденсата, состоящим на 60-70% из метановых углеводородов и на 18-20% - из нафтеновых. Нефть обоих участков также относится к метано-нафтеновому типу с содержанием метановых углеводородов во фракции 46-55%, нафтеновых - 6-43% и ароматических - 9-12%.

По фракционному составу конденсат относится к тяжелым. Потенциальное содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200єС, в нем не превышает 50%, содержание керосиновых, дизельных и масляных фракций в сумме составляет более 40%.

Нефть северо-восточного участка по фракционному составу отличается от нефти юго-западного участка повышенным содержанием светлых фракций.

Особенностью добываемого на месторождении Карачаганак газа, является повышенное содержание сероводорода и диоксида углерода, снижающих его товарные качества.

1.1.6 Запасы нефти, газа и конденсата

Доказанные запасы месторождения на 31.12.2006 г. составляют 1 151 млн. баррелей нефти и 8 018 млрд. фут3 газа. Доля «КПО Б.В.» в доказанных запасах месторождения (на 31 декабря 2006 года) составляет 173 млн баррелей нефти и газового конденсата и 1 203 млрд. фут3 газа.

Добыча на месторождении в 2006 г. составила 10,4 млн. т нефти (доля группы «ЛУКОЙЛ» - 1,45 млн т) и 11,9 млрд м3 газа (доля группы «ЛУКОЙЛ» - 1,66 млрд м3). Производство товарного газа в 2006 г. составило 7,2 млрд м3.

Начальные геологические запасы углеводородов в нижнепермско-верхнедевонской нефтегазоконденсатной залежи подсчитаны по состоянию изученности на 31.12.06 г. и утверждены ГКЗ РК 01.02.07 г.

В таблицах 1.1.3 и 1.1.4 приведены утверждённые ГКЗ РК геологические и извлекаемые начальные запасы газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа и остаточные по состоянию на 31.12.06 г.

Таблица 1.1.3

Начальные и остаточные по состоянию на 31.12.06 г. геологические и извлекаемые запасы сухого газа и конденсата

Таблица 1.1.4

Начальные и остаточные по состоянию на 31.12.06г. геологические и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа

1.2 Система разработки месторождения Карачаганак

В настоящее время на Карачаганакском месторождении эксплуатация газоконденсатных и нефтяных скважин осуществляется фонтанным способом.

Фонтанирование скважин на Карачаганакском месторождении обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, способными преодолеть гидростатическое давление газожидкостного столба в скважине, противодавление на устье и давление расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Учитывая высокие значения пластового давления и газового фактора, проектируемое частичное поддержание пластового давления, а также ожидаемое отсутствие большого количества воды в продукции добывающих скважин, практически в течение всего срока разработки месторождения, подъём жидкости и смеси (газ + конденсат) будет происходить за счёт пластовой энергии, то есть скважины будут и в ближайшем будущем работать в фонтанном режиме. При этом необходимо отметить, что скважины нефтяного объекта эксплуатируются при снижении устьевых и забойных давлений до рентабельного предела добычи, после чего будут переведены на вышележащие объекты.

1.2.1 Анализ текущего состояния разработки по состоянию на 31.12.06 г. Характеристика фонда скважин

Структура фонда скважин по состоянию на 31.12.06 г. следующая: 30 скважин эксплуатационного и контрольного фондов неисправны, в том числе из-за неисправности:

- скважин - 16 (15 - МКД, 1 - нарушение эксплуатационной колонны);

- подземного оборудования - 14.

Продолжительность периода с момента окончания скважин бурением на 01.01.06 находится в пределах 3,3 - 16,5 лет. Распределение скважин по этому показателю приведено в таблице 1.2.1, из которой видно, что количество скважин, законченных строительством 5-10 лет назад, составляют 56%, а более 10лет - 41% фонда.

Техническое состояние существующих скважин определяется их способностью выдерживать с заданными коэффициентами запаса прочности все нагрузки, возникающие при эксплуатации продуктивных объектов на режимах, предусмотренных Технологической схемой разработки месторождения.

Таблица 1.2.1

Продолжительность периода с момента окончания строительства скважин

Продолжительность периода с момента окончания бурения,

Всего

в том числе

Эксплуатационные

контрольные

в консервации

действующие

бездействующие

>15

6

3

3

15-10

66

19

26

4

17

10-5

98

15

26

5

52

<5

5

1

1

3

Итого

175

35

56

12

72

Все не ликвидированные скважины переведены на вышезалегающие пласты, либо - в категорию контрольных и наблюдательных.

По состоянию на 31.12.06г. на месторождении Карачаганак пробурено 311 скважин, в том числе 222 скважины вскрыли залежь.

На балансе АОЗТ «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» находится 240 скважин. 37 скважин ликвидировано по геологическим и техническим причинам, из них: разведочные - 31 скважина, эксплуатационные - 4 скважины, специальные - 2 скважины. 34 скважины находятся на балансе других организаций. Из них:

1. На балансе Института ядерной физики Национального ядерного центра РК (Аксайский филиал) 18 скважин.

2. На балансе АО “Аксайгазсервис” - 6 скважин.

3. На балансе АО “Казбургаз” - 9 скважин во временной консервации.

4. На балансе АО “Конденсат” - 1 скважина (№149).

В таблице 1.2.2 приведена динамика фонда скважин на Карачаганакскому месторождению по годам разработки. Как видно из таблицы 1.2.2, в первые годы разработки месторождения в эксплуатационном фонде преобладали скважины эксплуатирующие I объект. Начиная с 1991 г. в эксплуатацию вводятся, в основном, скважины на II и III объекты разработки.

Скважины эксплуатируют как один объект, так и два и три объекта одновременно. В течение 1984-1998 гг. не было скважин, эксплуатирующих только объект III. Скважины в центральной зоне месторождения, где отмечаются пониженные эффективные мощности нефтяного объекта и малые дебиты нефти, вскрывают совместно II газоконденсатный и III нефтяной объекты. Та же картина наблюдалась и в действующем фонде. Начиная с 1995 г. количество совместных скважин уменьшается, вследствие вывода скважин, эксплуатирующих несколько объектов в бездействующий фонд по различным техническим и технологическим причинам, в то время как в действующий фонд возвращаются из бездействия и вводятся из консервации скважины эксплуатирующие один объект.

По состоянию на 12.12.06г. эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 29 cкважин, фонд газовых скважин - 68 скважин. Из них в действующем фонде находится 38 скважин и составляет 41% от эксплуатационного фонда и 22% от общего количества скважин без учета специальных скважин. Причем I объект эксплуатируется в 35 скважинах, II объект - в 46 скважинах, III объект - в 16 скважинах. Из скважин, эксплуатирующих III объект, только одна скважина (№ 905) эксплуатирует только объект III, остальные пятнадцать скважин - в совместной эксплуатации.

Таблица 1.2.2

Динамика фонда скважин

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

31.12.06.

1.Эксплуатационные

1.1.Действующие

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

7

6

5

1

17

17

12

3

1

1

22

20

11

6

1

2

29

20

10

6

2

2

47

27

11

7

4

4

1

55

24

7

5

4

4

4

47

32

6

7

4

10

5

56

35

7

5

5

12

6

52

36

7

5

5

12

7

38

29

3

3

6

9

8

66

19

2

4

3

4

6

73

36

8

3

9

9

6

76

31

9

4

9

4

5

81

36

10

3

11

6

6

91

35

8

3

13

5

5

1

92

38

11

5

12

5

4

1

1.2.Бездействующие

1.2.1. KPC и ожидаемые KPC

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

1

2

1

1

9

5

4

1

20

7

5

1

1

31

9

4

3

1

1

15

11

4

1

2

4

21

16

6

3

2

5

16

9

4

1

3

1

9

9

5

1

1

2

47

26

12

3

2

6

2

37

25

9

6

2

5

3

45

27

8

5

2

9

2

1

45

28

8

6

4

8

2

56

25

9

6

3

4

3

54

32

14

7

3

4

4

1.2.2. Остановленные по технологическим ограничениям и техническим причинам

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

3

1

1

1

21

6

5

3

6

1

12

5

4

3

12

1

4

3

3

1

11

1

5

3

2

17

1

8

3

1

3

1

2

1

1

1.2.3.В обустройстве и освоении после КРС

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

1

1

1

1

4

2

1

1

13

2

1

1

3

5

1

22

5

3

3

8

3

4

1

2

1

5

1

2

2

6

2

1

3

6

1

1

14

1

1

1

11

20

2

6

12

2. В консервации

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

6

1

2

1

2

19

5

3

1

5

2

37

6

4

3

14

6

4

75

13

5

8

23

11

15

83

11

5

7

31

11

18

84

11

5

8

31

11

18

91

14

5

7

36

10

19

92

11

6

8

38

10

19

85

9

5

5

37

10

19

83

8

5

4

37

10

19

82

6

8

3

39

11

15

72

8

6

3

39

10

6

67

8

5

5

34

9

6

3.Контрольные

P1k (fl)

I объект

I+ IIобъект

IIобъект

II + III объект

I + II + III объект

III объект

Пьезометрические

3

1

2

6

1

2

3

4

1

3

9

1

2

5

1

23

1

9

6

1

6

29

1

10

9

9

39

1

13

9

1

1

14

46

1

13

12

1

3

1

1

14

53

1

16

13

2

5

1

1

14

11

5

4

1

1

11

5

4

1

1

12

5

4

1

2

12

5

4

1

2

12

5

4

1

2

12

5

4

1

2

4.Специальные

4.1. Наблюдательные

4.2.Промсточные

4.3.Разгрузочные

1

1

1

1

12

1

11

16

1

15

22

1

21

36

3

33

43

3

40

44

3

41

47

6

41

60

6

13

41

60

6

13

41

60

7

12

41

61

7

13

41

61

7

13

41

61

7

13

41

5.Ожидание ликвидации

2

2

2

2

2

4

4

6

5

5

5

5

8

ВСЕГО

7

21

29

53

93

139

189

223

230

233

235

234

236

241

241

240

В таблице 1.2.3 представлена динамика коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин.

Таблица 1.2.3

Динамика коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин

Год

Коэффициент использования фонда скважин

Коэффициент эксплуатации

фонда скважин

1991

0,86

0,362

1992

1,00

0,471

1993

0,91

0,623

1994

0,69

0,652

1995

0,57

0,667

1996

0,44

0,861

1997

0,68.

0,684

1998

0,63

0,737

1999

0,69

0,809

2000

0,76

0,911

2001

0,29

0,591

2002

0,49

0,515

2003

0,41

0,537

2004

0,44

0,575

2005

0,38

0,528

31.12.06.

0,41

0,510

Как видно из таблицы 1.2.3, начиная с 2001 г. значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин уменьшаются. В действительности же значения коэффициентов в период с 1995 по 2000 гг. ниже представленных в таблице, так как до 2002 г. скважины, остановленные по технологическим ограничениям, переводились из эксплуатационного фонда в контрольный. Низкие значения этих коэффициентов обусловлены большим количеством бездействующих скважин и частыми остановками скважин действующего фонда вследствие технологических ограничений и различных технических причин. Коэффициент использования фонда скважин в 2006 г. на 31.12.06г. составил 0,41, коэффициент эксплуатации - 0,510.

Основными причинами выхода скважин из действующего фонда являются наличие межколонного давления (МКД) в скважинах и снижение пластового давления ниже давления начала конденсации. За весь период разработки месторождения по условию Рпл<Рн.к. было остановлено 60 скважин.

В консервации находится 67 скважин. Из них 51 скважина перфорирована, 6 перфорированы и ожидают освоения, 10 закончены бурением не перфорированы. Как видно из таблицы 1.6, начиная с 1995 г. скважины, находившиеся в консервации, постепенно переводятся в эксплуатационный фонд.

Контрольный фонд составляет 12 скважин, из которых 7 скважин находится в ожидании КРС по различным причинам.

Специальный фонд представлен 61 скважиной, в том числе: 13 промсточных скважин, предназначенных для утилизации промышленных стоков с УКПГ. Сточная вода сбрасывается через поглощающую скважину 1-рп в верхнепермские отложения. Остальные 12 скважин - контрольные за продвижением промстоков. 41 разгрузочных скважин, предназначенных для дегазации техногенно насыщенных газом водоносных залежей. Насыщение газом произошло вследствие аварии на скважине. 7 наблюдательных скважин на триасовые (Т) и верхнепермские (Р2) отложения. Предназначены для контроля за возможным появлением техногенного газа из продуктивной толщи.

В ожидании ликвидации находится 8 скважин, в том числе 7 скважин из эксплуатационного фонда (№№ 100, 114, 327, 212, 424, 333, 237) и 1 скважина из специального фонда, в основном по техническим причинам (смятие, нарушение эксплуатационной колонны - №№ 100, 424, 114, 237, 212, 327; МКД - 333) и геологическим причинам (низкодебитность - 327). Из семи эксплуатационных скважин - 4 скважины (№№ 237, 424, 333, 212) в эксплуатацию не вводились, 3 скважины (№№ 100, 114, 327) проработали от 2 до 4,5 лет.

По состоянию на 31.12.06г. на месторождении Карачаганак ликвидировано 37 скважин - 31 разведочная скважина, 2 специальные (№№ 9ртк, 12ртк) и 4 эксплуатационных скважин по техническим причинам (№№ 115, 305, 427, 431). Из них две скважины (№№ 427, 431) не вводились в эксплуатацию. Скважина 427 ликвидирована из-за некачественной проходки и аварии в процессе строительства, а скважина 431 - из-за смятия эксплуатационной колонны вместе с НКТ. Эксплуатация же скважин 115, 305 велась недолго. Продолжительность работы этих скважин колеблется от 2.8 (скв.115) до 4 лет (скв.305). Как видно из таблицы 1.2.4, факторы, влияющие на срок работы скважин, носят технический характер (негерметичность или смятие эксплуатационной колонны и т.д.).

Средняя продолжительность жизни проработавших скважин, выбывших по техническим причинам на месторождении составляет 41 месяц.

Таблица 1.2.4

Выбытие эксплуатационных скважин по техническим причинам

1.2.2 Анализ выработки запасов углеводородов из пластов

Одним из важных параметров, несущим информацию о степени вовлечения эффективных толщин в процесс дренирования является работающая толщина, определенная по результатам геофизических исследований по контролю за разработкой.

Другим параметром, характеризующим полноту выработки запасов из продуктивных отложений вскрытых скважиной, является коэффициент вскрытия (Квск) определяющий долю вскрытой для освоения эффективной газо-, нефтенасыщенной толщины (перфорированной и/или в открытом забое) от всей эффективной толщины объекта разработки.

Особенностью технологии разработки месторождения является совместная работа больших интервалов продуктивного разреза, включающих коллекторы, характеризующиеся различными ёмкостно-фильтрационными и флюидонасыщающими свойствами, при этом часть скважин работает на самостоятельные объекты разработки (I, II, III), в некоторых скважинах объекты разработки эксплуатируются совместно (I+II, II+III, I+II+III), в то же время выработка запасов осуществляется из скважин с разным характером вскрытия.

Из всех скважин эксплуатационного фонда, включая скважины находящиеся в консервации по состоянию на 01.10.2006 г.: 51% скважин - с перфорированной эксплуатационной колонной, 36% - с открытым стволом и 13% - с перфорированной эксплуатационной колонной +открытый ствол.

В зависимости от толщины продуктивных отложений, их неоднородности по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), наличия непроницаемых прослоев длина интервалов перфорации изменяется от 12 м до 450 м, составляя в среднем 70 м. Длина открытого ствола в эксплуатационных скважинах изменяется от 12 м до 980 м, среднее значение - около 400 м.

1.2.3 Характеристика энергетического состояния залежи

В процессе разведки и разработки на 01.01.99 г. на месторождении было проведено 1086 замеров статического забойного давления (пластового давления). Для замеров забойных и пластовых давлений использовались глубинные манометры МГП2-600, МГП2- 800, МГП2-1000 и КПГ-1000 фирмы «Кастер» (США). С 1996 г. для проведения глубинных исследований по замеру давлений и температуры начали использовать электронные манометры и термометры «Метролог».

В процессе эксплуатации месторождения скважины исследовались (замер статического забойного давления) с периодичностью в среднем 2 раза в год, в 1996-1998 гг. по некоторым скважинам замеры проводили 3-5 раз в год. В 1988-1991 гг., 1994 г. было исследовано 40 % эксплуатационного фонда скважин, а в 1986-1987 гг., 1992-1993 гг., 1995-1998 гг. 60-90%.

Продолжительность остановки скважин на проведение глубинного замера статического забойного давления фиксировалась только до 1990 г., минимальное время остановки на исследование 1 час (105, 107, 111, 118, 125, 126), максимальное - 960 часов, средняя продолжительность остановки составляла 24- 48 часов.

На 01.01.06г. на месторождении было проведено 640 замеров динамического забойного давления. До 1994г. охват исследованиями составлял 50-90% эксплуатационного фонда, однако последние 5 лет количество исследований снизилось и составило 20-30% эксплуатационного фонда скважин.

Пластовые давления по состоянию на 01.01.99 г. рассчитывались на отметку - 4200 м для I объекта разработки, 4700 м - для II объекта разработки и 5050 м - для III объекта, для скважин эксплуатирующих совместно 2 или 3 объекта разработки давления рассчитывались для каждого объекта на соответствующие отметки. В дальнейшем эти значения использовались для анализа энергетического состояния залежи и объектов разработки.

Начальное пластовое давление для I объекта разработки составляет 54,3МПа, давление начала конденсации по с флюидной модели - 44,6 МПа.

Карта изобар на 01.01.96г. характеризуется увеличением площади дренирования (Q дрен=237754 млн.м3) за счет образования новых зон, слияния «старых» при этом среднее пластовое давление составило 47,3 МПа, что выше соответствующего значения на 01.01.91г., причиной может быть остановка скважин, в которых пластовое давление упало ниже Рн.к. Минимальное пластовое давление отмечается в скважине 167 (41,5 МПа). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 9,1 - 9,7 МПа. В 3-х скважинах (104, 107, 167) пластовое давление упало ниже Рн.к.

За 5 лет разработки на 01.01.99 г. образовалась новая депрессионная зона в районе скважин 138, 803. Распределение давления соответствует тому, которое было в 1996 г., однако в целом давление снизилось и составило 46,2 МПа, что отразилось на значении дренируемых запасов (Q дрен=209065 млн.м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 7,7-11,0 МПа относительно начального. Границы участков с Рпл<Рн.к определяются положением скважин № 107, 118, 146, 153.

Начальное пластовое давление для II объекта разработки составляет 56,5 МПа, давление начала конденсации по с флюидной модели - 48,4 МПа.

На карте изобар на 01.01.86 г. наблюдается образование зоны низкого пластового давления в скважине №113 (32,2 МПа), при этом среднее пластовое давление составило 51,3 МПа, что на 5,2 МПа ниже начального пластового давления. Карта изобар на 01.01.91 г. свидетельствует, что в 5-ти летний период велась интенсивная добыча из этого объекта разработки, обуславливающая образование 6 зон с пониженным пластовым давлением, увеличением площади дренирования (Q дрен=85276 млн.м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 7,2-10,1 МПа относительно начального. Минимальное значение пластового давления отмечается в скважине 126 (45,2 МПа), в районе 7 скважин Рпл упало ниже Рн.к. На карте изобар на 01.01.96 г. отмечается увеличение площади дренирования за счет слияния зон с пониженным пластовым давлением, образованием новых депрессионных зон, что отразилось на значении дренируемых запасов (Q дрен=441576 млн.м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 5,3-11,0 МПа ниже начального пластового давления. Минимальное пластовое давление зафиксировано в скважине 45,5 МПа. В 7 скважинах замеренное пластовое давление ниже Рн.к. За 5 лет разработки на 01.01.99г. характеризуется расширением площади дренирования (Q дрен=505560 млн. м3), образованием 2-х зон сниженного пластового давления (138, 196, 313, 626). Распределение давления примерно соответствует тому, которое было в 2000г., однако следует отметить некоторое повышение давления, так в среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 6,5-9,1 МПа относительно начального пластового давления. Минимальное значение давления отмечается в скважине 313 (46,4 МПа).

Довольно близкое совпадение в плане зон пониженного пластового давления I и II объектов подтверждает предположение о гидродинамическом единстве резервуара. Начальное пластовое давление для III объекта разработки составляет 58,7 МПа. Давление насыщения нефти газом для северо-восточного участка равно 58.1 МПа, для юго - западного - 55,3 МПа. В настоящее время на III объекте разработки отсутствует самостоятельная сетка скважин. По всем скважинам, эксплуатирующих III объект разработки, можно отметить тенденцию снижения пластового давления ниже Рнас, т.е. в настоящее время в III объекте наблюдается процесс разгазирования пластовой нефти. Карта изобар характеризуется значительным расширением по площади депрессионных зон. Это связано с выявлением некоторых участков с пониженным Рпл в скважинах, в которых ранее замеры пластового давления не проводились. В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 6,9-9,9 МПа.

Анализ текущих пластовых давлений и дренируемых запасов по скважинам показывает, что снижение пластового давления относительно начального распространилось на всю залежь.

Для оценки темпа снижения пластового давления относительно начального построены осредненные зависимости снижения давления на 100 млн.м3 отбора газа от продолжительности работы по скважинам I и II объектов, введенных в разработку с 1984 г. по 1990 г. и с 1991 г. по 1998 г. Анализируя данные можно сделать следующие выводы.

- По скважинам I объекта разработки, действующим с 1984 г. по 1990 г. в начальный период работы наблюдается высокий темп снижения давления, превышающий в среднем 5,00 МПа на 100 млн.м3 добычи газа; высокий темп снижения давления держится в первые четыре года работы скважины - к концу 1-го года он составляет 5,49 МПа, к концу 2-го года - 4,55 МПа, к концу 3-го года -3,87 МПа, к концу 4-го года - 3,35 МПа; темп снижения давления стабилизируется после восьми лет работы скважины и на девятом году составляет 1,98 МПа на 100 млн.м3 отбора газа.

- По скважинам I объекта разработки, вступившим в эксплуатацию после 1991г. наблюдается одинаковый темп снижения давления с начала эксплуатации и на протяжении всей работы скважин, он составляет 1,17 МПа на 100 млн.м3 отбора газа. Это свидетельствует о высокой степени неоднородности и об ограниченных зонах дренирования в скважинах I объекта разработки.

- По скважинам II объекта разработки, действующим с начала разработки месторождения, а также вступившим после 1991 г. отмечается относительно одинаковая тенденция изменения темпа снижения пластового давления, так первые 6 лет работы скважины для периода 1984- 1990 гг. он составляет 2,18 МПа на 100 млн.м3 отбора газа, для периода 1991-1998 гг. 1.63 МПа; после 6-ти лет темп снижения давления стабилизируется и на 7 году составляет 1,2 МПа на 100 млн.м3 отбора газа.

Темп восстановления пластового давления в остановленных скважинах составляет не менее 6-12 месяцев. В скважинах 106, 110, 113, 126, 145, 152, 201, находящихся в зонах с ухудшенными фильтрационно - емкостными свойствами восстановление давления происходило в течение 1-4 лет.

Таким образом, среднее значение времени восстановления пластового давления для скважин I объекта разработки составляет 102 сут/МПа, для скважин I+II объектов разработки - 170 сут/МПа, для скважин I+II+III объектов разработки- 124 сут/МПа, для скважин II объекта разработки -266 сут/МПа, для скважин II+III объектов разработки- 143 сут/МПа.

Анализ динамики рабочего (динамического) устьевого давления показывает, что с 1984 г. до 1991 г. его значения колебались в пределах от 10 МПа до 25 МПа, с 1991 г. рабочее устьевое давление изменялось от 17 МПа до 30 МПа, наблюдается определенный рост динамического устьевого давления, что обусловлено следующими причинами:

1. ограничениями добычи углеводородной продукции на месторождении, из-за ограниченного рынка сбыта;

2. пуском скважин, которые были остановлены, в связи с условием ограничения по давлению начала конденсации;

3. особенностями системы сбора на месторождении, когда несколько скважин подключены к одному входному манифольду.

1.2.4 Система поддержания пластового давления

1.2.4.1 Техника и технология закачки газа в пласт

Разработка Карачаганакского месторождения ведется с процессом рециркуляции газа в газоконденсатную часть залежи. Первоначальный уровень нагнетания составил 5,0 млрд ст.м3/год (BCMY). Подготовка сухого сернистого газа для закачки в пласт для реализации сайклинг-процесса является основной задачей установки УКПГ-2.

Основными элементами технологической схемы закачки газа высокого давления являются:

- источник газоснабжения;

- газопровод низкого давления;

- компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ);

- холодильник;

- сепаратор (маслоотделитель);

- манифольд нагнетания;

- газопровод высокого давления (коллекторные линии);

- выкидные линии;

- нагнетательные скважины.

При этом осуществляются следующие технологические процессы: осушка газа перед компремированием, компремирование, охлаждение газа компремирования, распределение газа по скважинам.

1.2.4.2 Компрессорная станция нагнетания газа

Компрессорная станция нагнетания газа основана на использовании компрессорных ниток модульного типа. Каждая компрессорная линия оборудована трехступенчатым центробежным компрессором, работающим от газовой турбины.

Все технологическое оборудование КСНГ компонуется по функциональному назначению в отдельные технологические блоки и установки.

Основные технологические процессы осуществляются в следующей последовательности. Природный газ, поступающий на КСНГ от УКПГ-2 и КПК по магистральному газопроводу, проходит блок замера и далее поступает на газовую турбину в компрессорный цех. В компрессорном цехе газ компремируется трехступенчатым компрессором.

Компрессорная установка включает в себя:

- трехступенчатый компрессор с приводом от газовой турбины;

- сепараторы и маслоотделители для очистки газа до и после компремирования в каждой ступени;

- установку охлаждения газа компремирования;

- установку дегазации масла и др.

С КСНГ газ подается в выходной распределительный манифольд.

Первая КСНГ построена на УКПГ-2 в связи с тем, что скважины, вводимые в первую очередь под нагнетание, расположены поблизости - в юго-восточной части месторождения. Она включает в себя три компрессора нагнетания газа производительностью 2,0 млрд. станд. куб метров в год каждая.

В 2005 г. понадобилась вторая КСНГ, которая построена в северной части месторождения, поблизости от КПК.

Для предотвращения осложнений (коррозии и гидратообразования) в системе нагнетания влажность закачиваемого газа не должна превышать 0,0001% об., что соответствует влажности по точке росы минус 76єС или 748 мг/м3 при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20єС.

Газ для нагнетания осушается в гликолевых установках осушки газа DRIZO на УКПГ-2 и КПК. Сернистый газ готовится на линиях среднего (СД) и низкого (НД) давления контроля точки росы.

Для подачи на КСНГ комбинированный поток кислого газа компремируется до 7,7 МПа. Мощность линий компремирования - 2,0 млрд.ст.м3/год, такая же, как у линий контроля точки росы

На Карачаганакском месторождении используются трехступенчатые компрессоры итальянской фирмы Nuovo Pignone (входит в группу компаний General Electric), каждый из которых способен компримировать 2,0 млрд станд м3/год сухого сернистого газа от 7,7 до 55,0 МПа с приводом от газовой турбины. Трехступенчатая конструкция обеспечивает необходимое компремирование.

Объемные скорости закачки переменные, что позволяет использовать повышение мощности газотурбинного привода при низких температурах окружающего воздуха.

Компрессоры имеют промежуточное охлаждение между ступенями и всасывающие барабаны на первой ступени. Охлаждение обеспечивается лопастными вентиляторами воздушного охлаждения.

Компрессоры работают параллельно с общим входным сборником от установок DRIZO и общей линией разгрузки в манифольд нагнетания.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены