Технологическая часть западно-таркосалинского месторождения

3.1 Исходные данные для разработки технологических решений.

Состояние разработки месторождения

Исходные данные для разработки технологических решений приняты по „Проекту опытно-промышленной     эксплуатации     Западно-Таркосалинского     месторождения (нижнемеловые отложения) (ТюменНИИгипрогаз, 1997г.), „Заданию на проектирование установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГК) на Западно-Таркосалинском месторождении 000 „Энерготехгрупп от 23. 05.


2001г., „Протоколу совещания по вопросу обустройства конденсатного промысла Западно-Таркосалинского месторождения 000 „Ноябрьскгаздобыча от 06. 06. 2001г., графику строительства скважин, плану добычи газа и конденсата.

Газ месторождения имеет следующий состав в объёмных %:

- метан -76,80 - 81,40;

- этан - 8,17 - 8,18;

- пропан - 5,19 - 5,11;

- бутаны - 2,01 - 1,84;

- азот -0,73;

- тяжелые углеводороды - 6,96 - 2,60;

- углекислый газ - 0,14;

- сероводород отсутствует.

Состав газа приведён по группе пластов БП, представляющих III, IV и V основные газоконденсатные объекты эксплуатации. Содержание конденсата по этим объектам 318 - 232 г/м3.

Фонд эксплуатационных газовых скважин равняется 19, с целью снижения затрат на бурение и обустройство скважины сгруппированы на 2 кустовых площадках.

Максимальная добыча согласно, проекта опытно-промышленной эксплуатации Западно-Таркосалинского месторождения (нижнемеловые отложения) составляет:

пластового газа - 0,800 млрд. м3/год, осушенного газа - 0,766 млрд. м3год, нестабильного конденсата - 270 тыс. т/год, деэтанизированного конденсата - 221 тыс. т/год.

Начальный период эксплуатации газоконденсатных пластов объектов III, IV и V характеризуется следующими технологическими параметрами:

- пластовое давление газа, МПа...............……….............27,20;

- статическое давление газа, МПа...…................………..21,05;

- пластовая температура газа. °С.........…................………...85;

плотность газа:

- абсолютная (при Р=0.1013 МПа. t=20 °С). кг/м3..….....1,094;

- относительная.....................…………………....………..0.907.

Подошвенные воды пластов залежей по химическому составу в основном хлоридно-кальциевые (хлоркальциевого типа по классификации В.А. Сулина), с минерализацией до 28,4 г/л. рН 7.4... 8.1, плотность воды - 1002...


1005 г/л.

Данные о составе конденсационных вод на месторождении отсутствуют.
3.1 Исходные данные для разработки технологических решений.

Состояние разработки месторождения

Исходные данные для разработки технологических решений приняты по „Проекту опытно-промышленной     эксплуатации     Западно-Таркосалинского     месторождения (нижнемеловые отложения) (ТюменНИИгипрогаз, 1997г.), „Заданию на проектирование установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГК) на Западно-Таркосалинском месторождении 000 „Энерготехгрупп от 23. 05.


2001г., „Протоколу совещания по вопросу обустройства конденсатного промысла Западно-Таркосалинского месторождения 000 „Ноябрьскгаздобыча от 06. 06. 2001г., графику строительства скважин, плану добычи газа и конденсата.

Газ месторождения имеет следующий состав в объёмных %:

- метан -76,80 - 81,40;

- этан - 8,17 - 8,18;

- пропан - 5,19 - 5,11;

- бутаны - 2,01 - 1,84;

- азот -0,73;

- тяжелые углеводороды - 6,96 - 2,60;

- углекислый газ - 0,14;

- сероводород отсутствует.

Состав газа приведён по группе пластов БП, представляющих III, IV и V основные газоконденсатные объекты эксплуатации. Содержание конденсата по этим объектам 318 - 232 г/м3.

Фонд эксплуатационных газовых скважин равняется 19, с целью снижения затрат на бурение и обустройство скважины сгруппированы на 2 кустовых площадках.

Максимальная добыча согласно, проекта опытно-промышленной эксплуатации Западно-Таркосалинского месторождения (нижнемеловые отложения) составляет:

пластового газа - 0,800 млрд. м3/год, осушенного газа - 0,766 млрд. м3год, нестабильного конденсата - 270 тыс. т/год, деэтанизированного конденсата - 221 тыс. т/год.

Начальный период эксплуатации газоконденсатных пластов объектов III, IV и V характеризуется следующими технологическими параметрами:

- пластовое давление газа, МПа...............……….............27,20;

- статическое давление газа, МПа...…................………..21,05;

- пластовая температура газа. °С.........…................………...85;

плотность газа:

- абсолютная (при Р=0.1013 МПа. t=20 °С). кг/м3..….....1,094;

- относительная.....................…………………....………..0.907.

Подошвенные воды пластов залежей по химическому составу в основном хлоридно-кальциевые (хлоркальциевого типа по классификации В.А. Сулина), с минерализацией до 28,4 г/л. рН 7.4... 8.1, плотность воды - 1002...


1005 г/л.

Данные о составе конденсационных вод на месторождении отсутствуют.

Давление деэтанизированного конденсата, подаваемого в конденсатопровод Уренгой -Сургут в точке врезки принято 5.5 МПа. температура – 3 °С в соответствии с техническими условиями 000 «Сургутгазпром» на подключение к конденсатопроводу от 06.08.2001г.

Давление осушенного газа, подаваемого в газопровод внешнего транспорта в первые годы эксплуатации, принято 7,5 МПа.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога