МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО образования
«Тюменский индустриальный университет»
Сургутский институт нефти и газа (филиал)
Кафедра «Нефтегазовое дело»
Курсовая работа
на тему:
Способы утилизации нефтяного газа на Западносургутском месторождении
по дисциплине: Сбор и подготовка скважинной продукции
Федоров С.А.,
ЭДНбозу20-1
Сургут 2022
Содержание
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Характеристика района работ
1.2 Геологическая характеристика месторождения
2 Техническая часть
2.1 Стимулирование по эффективному использованию ПНГ в рамках законодательной базы
2.2 Способы использования
2.3 Факельное сжигание
2.4 Закачка газа в газотранспортную систему
2.5 Обратная закачка в нефтеносный пласт
2.6 Генерация электроэнергии
2.7 Неглубокая переработка
2.8 Глубокая переработка
2.9 Опыт передовых стран в вопросах утилизации ПНГ
3. Технологическая часть
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Попутный нефтяной газ (ПНГ) - смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти, выделяющихся в процессе подготовки и добычи нефти. К нефтяным газам также относятся газы, выделяющиеся в процессах термопереработки нефти (риформинга, крекинга, гидроочистки и др.), состоящие из предельных и непредельных (этилен, метан) углеводородов. Нефтяные газы применяются в качестве топлива и для получения разнообразных химических веществ. Из нефтяных газов путём химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.
Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти.
Общественные отношения в сфере использования попутного нефтяного газа (ПНГ) непросты, поскольку регулируются гражданским законодательством, законодательством об охране окружающей среды, о налогах и сборах, о газоснабжении в Российской Федерации. С 1 января 2013 года все пользователи недр должны осуществлять плату за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании ПНГ в случае превышения предельно допустимого значения данного показателя.
1. Геологическая часть
1.1 Характеристика района
В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное и железнодорожное сообщение, является город Сургут.
Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках располагаются болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).
Климат района континентальный. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.40С. Толщина снежного покрова до от 60 до 75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками.
Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16,8оС, с абсолютным максимумом +34о С.
Гидрографическая сеть территории месторождения представлена рекой Обь с правыми притоками Калинина, Черная и протоками Утоплая, Остяцкий Живец, Кривуля. Заозеренность территории района работ незначительная и составляет 2,6%. Водоохранные зоны рек и озер занимают около 25% площади месторождения.
В ландшафтной структуре территории Западно-Сургутскогоместорождения преобладают леса (44,5%), болота занимают 23,8%.
Широкораспространены (22,1%) луговые и лесные растительные сообщества пойм рек.
Западно-Сургутское месторождение находится на поздней стадии разработки. В качестве источника водоснабжения промыслов на данном этапе используется, в основном, подтоварная вода (75% от общего объема) и пресная (обская).
Районный центр г. Сургут находится в непосредственной близости от месторождения и в его пределах. Численность населения города составляет около 300 тысяч человек.
В настоящее время в Сургутском районе большая протяженность дорог с бетонным покрытием: Сургут-Нефтеюганск, Сургут-Пим, Сургут-Русскинские, Сургут-Когалым, Сургут-Ноябрьск, Сургут-Тобольск-Тюмень. Железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой - 650 км.
Районный центр Сургут связан авиалиниями с различными городами России и стран СНГ. Введена в действие Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.
Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ «Сургутнефть», в районе с максимально развитой производственной инфраструктурой.
На территории месторождения сосредоточены основные объекты производственной инфраструктуры, обеспечивающие подготовку товарной нефти, сдачу нефти, подготовку и внешний транспорт газа.
Электроснабжение Западно-Сургутского месторождения осуществляется от трансформаторной подстанции ПС 500/220 «Полоцкая». Распределение электроэнергии на месторождении выполнено на напряжении 35 кВ и 6 кВ.
Транспортное обслуживание объектов осуществляется по автомобильной дороге «Сургут - Западно-Сургутское месторождение» протяженностью 21 км.
1.2 Геологическая характеристика месторождения
В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.
Породы палеозойского фундамента на Западно-Сургутском месторождении не вскрыты.
Отложения коры выветривания представлены песчаниками, алевролитами аргиллитами с прослоями и линзами вулканогенных пород, брекчеевиднымиминдалекаменными порфиритами, толщина которых от 5 до 16 м.
Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. В кровле свиты выделяются мелкозернистые песчаники - пласты ЮС21 и ЮС22. Верхний пласт регионально нефтенасыщен, к пласту ЮС22 приурочены небольшие залежи нефти.
Общая толщина тюменской свиты составляет от 230 до 350 м.
Верхнеюрский отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. В верхней части васюганской свиты выделяются песчаники и алевролиты, соответствующие пласту ЮС1, который в сводовой части поднятия нефтенасыщен.
Толщина свиты от 50 до 110 м.
Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с прослойками известняка. Толщина свиты до 20 м.
Породы баженовской свиты являются одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены аргиллитами черными, битуминозными, известковистыми.
Меловая система. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).
Сортымская свита в основании представлена отложениямиачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита. Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаиванияпесчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС1-БС9, толщина которых изменяется от 5 до 40 м. Промышленно нефтеносны на месторождении пласты БС1, БС2-3, БС4.
Сангопайскаясвитапредставлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС4 - АС12. Нефтеносным является пласт АС9.
Разделоммеждуусть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородныхаргиллитоподобных глин.
Алымскаясвитапредставлена аргиллитами серыми и зеленовато-серымис тонкими прослоями серых алевролитов. Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделовмеловой системы. Свита, представлена мощной толщей (740 - 880 м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.
Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).
Западно-Сургутское месторождение по количеству выявленных залежей нефти относится к многопластовым. Промышленные скопления нефти Западно - Сургутского месторождения приурочены к средне-верхне-юрским отложениям (пласты ЮС2, ЮС1), отложениям валанжина (пласты БС12, БС11, БС10), готерива (пласты БС4, БС2-3, БС1), баррема (пласт АС9). Общий этаж нефтеносности составляет 870 м.
Рисунок 1.1. Совмещенная схема залежей нефти Западно-Сургутского месторождения
2. Техническая часть
2.1 Стимулирование по эффективному использованию ПНГ в рамках законодательной базы
В целях стимулирования утилизации ПНГ и учета особенностей разработки месторождений на ранних стадиях освоения Минприроды России было разработано и с 1 января 2013 года вступило в действие Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 года №1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое направлено на усиление экономического стимулирования в части использования ПНГ.
C целью дополнительного стимулирования уменьшения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ, а кроме того с целью достижения целевого показателя сжигания ПНГ определено двухэтапное увеличение размера платы за выбросы вредоносных (загрязняющих) элементов путем применения увеличивающих коэффициентов на 2013 год в размере 12, с 2014 года - 25 [1].
Кроме этого, решение ориентировано на разумное использование природных ресурсов и поощрение их комплексного извлечения, подчеркивает ценность попутного добываемого при добыче нефти газа равно как ценного сырья. Наравне с повышением платы за выбросы вредоносных (загрязняющих) элементов и механизмом вычетов распоряжением определено последующее:
· для участков недр, предоставленных в соответствии с лицензией на пользование недрами, характеризующихся высоким содержанием неуглеводородных компонентов (свыше 50%), не применяются повышающие коэффициенты к плате за выбросы вредных (загрязняющих) веществ;
· в целях учета объективно существующих условий разработки месторождений на первых стадиях их освоения не распространяется требование о пятипроцентном значении показателя сжигания на участки недр, находящиеся на этапах пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки. Критерием оценки применимости данного положения устанавливаются значения степени выработанности запасов нефти;
· введен механизм «консолидации», предусматривающий расчет платы за негативное воздействие для недропользователей с учетом интегрального показателя сжигания в целом по всем участкам недр, предоставленным недропользователю (метод дифференциации), или по группе аффилированных недропользователей (метод агрегирования).
Показатель сжигания ПНГ за 2012 год составляет 18%, что ниже показателя 2011 года на 7 процентных пунктов, а в 2014 году предполагается, что он достигнет 5%.
Надо отметить, что уровень полезного использования газа 95% не был достигнут к 2012 году. Это связано с тем, что предприятиями с каждым годом увеличивается объем добычи ПНГ, а производственные мощности по его переработке в целом не изменяются, хотя нефтедобывающими компаниями проводится ряд мероприятий по повышению утилизации ПНГ: разработка региональных специальных проектов по строительству объектов утилизации газа, включая газопроводы, газотурбинные электростанции, компрессорные станции для закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления и другие сооружения; строительство газопроводов либо реконструкция уже имеющихся; рассмотрение вариантов, включающих комплексы переработки газа и автономные установки, вырабатывающие электроэнергию на подготовленном газе (для месторождений с уровнем добычи -150-200 млн. м3/год) [1].
Для ряда мелких месторождений с уровнем добычи 20-30 млн. м3/год программы по увеличению утилизации ПНГ основаны на использовании газа для собственных нужд и развитии малой энергетики.
Но при выработке электроэнергии в больших объемах появляется проблема ее сбыта.
Рисунок 1. Объемы сжигания ПНГ в России и объемы инвестиций в его полезное использование
Рисунок 2. Обеспеченность газоперерабатывающими мощностями по федеральным округам, %
Основные проблемы утилизации ПНГ: