CC BY
17Система разработки с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа, которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, то есть последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; размеры залежи уменьшаются. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 м и более, предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной мощности, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При низкой вязкости нефти и неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие нефтенасыщенной мощности [2].
Список литературы
1. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой. М. Недра, 1973.
2. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М. Недра, 1974.
ИССЛЕДОВАНИЕ КАЧЕСТВА ПОДГОТОВКИ ГАЗА И АНАЛИЗ
РАБОТЫ СЕРООЧИСТНОЙ УСТАНОВКИ «УЧКИР» Нарзуллаев Ж.У.1, Собиржонов А.А.2, Мадиев А.Р.3, Мелиев Ш.Ш.4,
Ахмедова О.Б.5
1Нарзуллаев Жамшид Уктамович - студент;
2Собиржонов Абдурашид Абдушукур угли - студент;
3Мадиев Азизбек Рашид угли - студент;
4Мелиев Шахбоз Шухратович - студент;
5Ахмедова Озода Бахроновна - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химических технологий, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье изучен газоконденсат с установки первичной подготовки газа, месторождения «Учкир», газоконденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения, с другой - от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение изотермы на установках повышает степень конденсации углеводородов С5, С6, что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. Особенно существенно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при его незначительном содержании в пластовом газе и высоком содержании высококипящих фракций.
Ключевые слова: газоконденсат, месторождение, пластовое давление, режим, эксплуатация, установка, тяжелый углеводород, изотерма, конденсация, легкая фракция, температура, сепарация, фракционный состав, пластовой газ, высококипящая фракция.
На установку поступает сернистый газ с месторождений «Учкир», «Кульбешкак», «Ходжиказган», «Даяхатин», «Кумли», и «Кушимча» и «Хаккул».
Количества скважин 150.
XV горизонт месторождений «Учкир»............................16
«Кульбешкак»............................................................21
«Ходжиказган»..........................................................17
Даяхатин.................................................................40
Кумли.....................................................................21
Тайлок.....................................................................27
Кушимча..................................................................4
Хаккул.....................................................................4
Газ последовательно проходит два сепаратора: С-1/1 - горизонтальный и С-2/1-вертикальный - на 1, 2, 3 технологических нитках и часть газа подаётся на 4,5-ой технологических нитках. На 4, 5 -ой технологических нитках газ поступает из месторождения «Кумли» проходит горизонтальный и вертикальный сепараторы. Унос жидкой фазы с газом на выходе всех сепараторов отсутствует [1].
Отсепарированный газ направляется на аминовую сероочистку, в которой в работе находятся все пять технологические нитки: 1,2,3,4 и 5-ая технологическая нитка.
Также были проведены анализы по определению меркаптановой серы на замерном
узле «Учкир», которое составило:
Замерной узел «Учкир»....................................28 mg/m3.
Содержания H2S в очищенном газе, mg/m3
Замерной узел «Учкир».......................................10 mg/m3.
В настоящее время углеводородный конденсат и пластовая вода из СОУ «Учкир» поступает в РВС конденсатного парка «Учкир» [2]. Касательно практической эксплуатации АСОУ.
При увеличении температуры регенерированного раствора перед абсорбером падает абсорбционная способность абсорбентов по кислым газам, даже при относительно высоком давлении в абсорбере.
Обычно рекомендуется поддерживать температуру регенерированного раствора как можно ниже в пределах регламентных значений, поддерживая одновременно разность температур в 10^15 0С сырьевого газа и регенерированного раствора перед подачей в абсорбер.
Эта разность температур очень важна для того, чтобы избежать конденсации углеводородов в аминовом растворе, которая может вызвать пенообразование раствора [3].
Также, подпитываемая вода, закачиваемая в систему, может содержать загрязняющие вещества, которые могут накапливаться в системе и вызвать множество проблем при эксплуатации.
Список литературы
1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 1999. 567 с.
2. Николаев В.В., Бусыгина Н.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа. М.: Недра, 1998. 184 с.
3. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1997. 256 с.
