2017-12-14
1518
Географическое и административное положение месторождения
В административном отношении Баяндысское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми, в 60 км к северо-западу от г. Усинска и в 35 км к северо-западу от крупного разрабатываемого Усинского нефтяного месторождения в пределах листа Q-40-IX масштаба 1:200 000
Ближайший населенный пункт – пос. Щельябож расположен в 5 км к югу на левом берегу р. Печоры.
В районе действует ЛЭП-220 КВт Печорской ГРЭС (в 35 км к востоку); функционируют магистральный нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль, газопровод для транспорта попутного газа до г. Печоры, межпромысловые нефтепроводы, по которым нефть поступает на головные сооружения с ближайших месторождений.
В географическом отношении район работ располагается в пределах северо-восточной части Печорской низменности в подзонеКрайнесеверной тайги в бассейне р. Печоры, протекающей в 8 км юго-западнее месторождения.
Площадь работ располагается на поверхности водно-ледниковой равнины. Абсолютные отметки устьев скважин изменяются от +71 до +85 м.
|
|
|
Гидрографическая сеть принадлежит бассейну р. Печоры и в пределах площади представлена безымянными притоками I порядка, пересекающими район работ и имеющими извилистое русло. Большинство рек вытекает из болот и озер. Заболоченность плоских водоразделов до 40 %. Болота развиты, в основном, в припойменных частях рек и ручьев. Густота речной сети доходит до 0,33 км/км2. Большинство ручьев, пересекающих площадь, глубиной до 1,2 м, шириной до 10-15 м, скоростью течения 0,6 м/с. Химический состав поверхностных вод, как правило, гидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией 100-150 мг/л.
Природно-климатические условия
Климат района умеренно-континентальный, умеренно-холодный, по климатическому районированию – северный равнинный. Территория относится к району с длительной умеренно-суровой зимой и прохладным летом. Среднегодовая температура минус 3,2 °С. Среднелетняя температура +11,7 °С, при абсолютном максимуме +34 °С, среднезимняя – минус 17,0 °С, при абсолютном минимуме минус 53 °С.
Среднее количество осадков за год 400–500 мм, испарения с суши за год – 190 мм. Минимум осадков (около 20 мм) приходится на февраль, максимум (около 500 мм) на летние месяцы. Средняя годовая относительная влажность воздуха составляет 77-81 %, в теплый весенне-летний период она опускается до 60-70 %, а в холодный осенне-зимний период поднимается до 80-90 %.
Снежный покров устанавливается в третьей декаде октября, держится примерно 190-200 дней и сходит в первой декаде мая. Расположение снежного покрова неравномерно из-за частых метелей и зависит от защищенности места, средняя его высота 0,5 м, максимальная 0,8 м, в оврагах до 2 м. Нормативная снеговая нагрузка 150 кг/м2.
|
|
|
Для района характерна частая повторяемость ветров значительной скорости. Годовое количество дней со штилем - 45. В зимнее время преобладают ветры юго-западных и южных румбов, в летнее – северные и северо-западные ветры. Зимой часто наблюдаются пурга, метели, снежные заносы. Число дней с метелями за зиму составляет 60.
Среднегодовая скорость ветра 4,3 м/с, сильные ветры до 22-28 м/с наблюдаются зимой во время пурги. Число дней с грозой в летний период составляет 14, среднее число дней в году с туманом 27, с гололедом 13. Скорость ветра более 10,0 м/сек повторяется 21,8 дней в году, что составляет 10,8 %. Нормативная ветровая нагрузка 45 кг/м2.
Непосредственно в районе работ преобладают торфянисто-подзолисто-глееватые иллювиально-гумусовые почвы. Почвообразующими являются супесчаные, подстилаемые моренными суглинками породы. Грунты неоднородные: торф, супесь, пылеватые пески, тугопластичный суглинок. Уровень грунтовых вод высокий, на глубине 0,3-0,8 м отмечается верховодка, глубина залегания грунтовых вод зависит от атмосферных осадков, в зимнее время отложения, практически, полностью промерзают.
Площадь работ относится к зоне редкоостровного распространения верхнего слоя многолетнемерзлых пород. Для района характерно развитие сезонно-мерзлого и сезонно-талого слоев. Формирование сезонно-мерзлого слоя происходит в приповерхностном слое до глубины 0,5-1,8 м, начинается в октябре, наиболее интенсивно происходит в ноябре-январе, в марте темпы промерзания снижаются и до конца зимнего периода, практически не увеличиваются.
Нормативная глубина промерзания глинистых и суглинистых грунтов под оголенной от снега поверхностью – 2,6 м.
Из местных материалов для строительства могут быть использованы лес, лесоматериалы, песчано-гравийные смеси (в том числе песок, намытый при дноуглубительных работах из р. Печоры и складированный в отвалах в пос. Щельябож), глина, торф.
Животный мир разнообразен и представлен всеми типами, характерными для крайнесеверной тайги и южной лесотундры - лосями, волками, лисами, песцами, зайцами-беляками, белками.
Снабжение водой может осуществляться как из поверхностных водоемов (безымянные правые притоки I порядка р. Печоры пересекают район работ), так и из подземных источников.
Установка подготовки нефти Баяндыского нефтяного месторождения
Установка подготовки нефти «Баяндыская», является головным объектом из объектов обустройства Баяндыского нефтяного месторождения.
Основным назначением УПН «Баяндыская» является подготовка пластовой нефти до качества товарной нефти, отвечающей по степени подготовки требованием первой группы качества по ГОСТ 51828-2002* «Нефть. Общие технические требования», подготовка пластовой воды с последующей закачкой в систему поддержания пластового давления (СППД) и утилизация попутного нефтяного газа.
В состав УПН «Баяндыская» входят следующие объекты:
—блок входного манифольда 110 ВМ-1;
—установка подготовки нефти (УПН);
—установка очистки нефти от сероводорода;
—установка осушки газа (УОГ);
—блок подготовки топливного газа (БПТГ);
—установка подготовки пластовой воды (УППВ);
—установка аминовой очистки газа от сероводорода (УАОГ);
—установка получения серы (УПС);
—блок грануляции (БГ);
—хозяйство факельное;
—объекты общезаводского инженерного обеспечения (ОИО);
—технологические эстакады.
Производительность УПН по товарной нефти 1,246 млн. т/год
Расчетное количество часов работы в году – 8400 ч.
Дата ввода в эксплуатацию –2013 г.
Характеристика исходного сырья, материалов и изготавливаемой продукции
|
|
|
Сырьем УПН является продукция от кустов скважин Баяндыского нефтегазового месторождения: смесь нефти D3fm(zd):C2m-80:20; смесь нефти D3fm(zd):C2m-40:60 (D3fm(zd) – нефть нижнефаменской залежи; C2m – нефть каменноугольной залежи).
Сырье представляет собой газожидкостную смесь нефти, пластовой воды, механических примесей и солей, а также попутного нефтяного газа.
Состав сырья и физико-химические свойства нефти представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав сырья и физико-химические свойства нефти
| Определяемые показатели | Результат анализа | |
| D3fm(dz): C2m-80:20* | D3fm(dz): C2m-40:60* | |
| Плотность сырой нефти при 20 °С, кг/м3 | 809,4 | 801,9 |
| Плотность обезвоженной при 20 °С, кг/м3 | 801,5 | 799,1 |
| Вязкость кинематическая: при 20 °С, мм2/с при 50 °С, мм2/с при 70 °С, мм2/с | 3,071 1,621 1,289 | 3,048 1,610 1,284 |
| Вода, %масс. | 4,8 | 2,2 |
| Механические примеси, % | 0,0047 | 0,0071 |
| Сера | 0,298 | 0,298 |
| Хлористые соли, мг/дм3 | ||
| Смолы % | 2,88 | 2,86 |
| Асфальтены, % | 0,06 | 0,07 |
| Парафины, % | 4,43 | 4,51 |
| Температура плавления парафина, извлеченного из нефти, °С | 64,6 | 64,4 |
| Температура застывания обезвоженной нефти, °С | минус 5 | минус 5 |
| Температура вспышки обезвоженной нефти, °С | ниже (-30) | ниже (-30) |
| Давление насыщенных паров, кПа | 57,2 | 58,7 |
| Массовая доля сероводорода, млн.-1, (ррm) | ||
| Массовая доля метилмеркаптанов, млн.-1, (ррm) | 16,5 | 17,0 |
| Массовая доля этилмеркаптанов, млн.-1, (ррm) | 31,1 | 27,3 |
| Массовая доля изопропилмеркаптана, млн.-1, (ррm) | 56,9 | 52,6 |
| Массовая доля н-пропилмеркаптана, млн.-1, (ррm) | 27,5 | 25,3 |
| Массовая доля бутилмеркаптана, млн.-1, (ррm) | 16,4 | 15,8 |
| Фракционный состав: | Выход | Выход |
| начало кипения, °С | ||
| Отгоняется до: 100 °С, % | 7,0 | 7,3 |
| 120 °С, % | 14,5 | 15,0 |
| 140 °С, % | 21,5 | 22,0 |
Продолжение таблицы 1
| Определяемые показатели | Результат анализа | |
| D3fm(dz): C2m-80:20* | D3fm(dz): C2m-40:60* | |
| 150 °С, % | 24,5 | 25,0 |
| 160 °С, % | 27,0 | 27,5 |
| 180 °С, % | 35,0 | 35,5 |
| 200 °С, % | 40,0 | 40,5 |
| 220 °С, % | 44,5 | 45,5 |
| 240 °С, % | 49,5 | 50,0 |
| 260 °С, % | 54,0 | 54,5 |
| 280 °С, % | 59,0 | 59,0 |
| 300 °С, % | 65,0 | 66,0 |
| Остаток+потери, % | 34,0 |
Компонентный состав газа поступающий с фонда скважин Баяндысского нефтяного месторождения представлен в таблице 2.
|
|
|
Таблица 2 - Компонентный состав газа Баяндыского нефтяного месторождения
| Определяемые компоненты | Объемные проценты | Массовые проценты | Примечание |
| Водород | 0,06 | 0,01 | ГОСТ 31371-2008 |
| Сероводород | 12,92 | 20,2 | ГОСТ 14920-79 |
| Диоксид углерода | 1,63 | 3,29 | ГОСТ 31371-2008 |
| Оксид углерода | меньше 0,1 | меньше 0,1 | ГОСТ 14920-79 |
| Азот | 6,15 | 7,91 | - |
| Гелий | 0,06 | 0,01 | - |
| Метан | 69,41 | 51,08 | - |
| Этан | 5,45 | 7,53 | - |
| Пропан | 2,84 | 5,75 | - |
| Изо-бутан | 0,41 | 1,08 | - |
| н-Бутан | 0,72 | 1,92 | - |
Продолжение таблицы 2
| Определяемые компоненты | Объемные проценты | Массовые проценты | Примечание |
| Изо-Пентан | 0,15 | 0,50 | - |
| Н-Пентан | 0,13 | 0,41 | - |
| Гексаны | 0,05 | 0,20 | - |
| Гептаны | 0,02 | 0,09 | - |
| Октаны | меньше 0,1 | 0,02 | - |
| Нонаны+высшие | меньше 0,1 | меньше 0,1 | - |
| Молекулярная масса | 21,79 0,91 0,75 | Расчет | |
| Плотность, кг/м3 | ГОСТ 31369-2008 | ||
| Относительная плотность | - | ||
| Низшая теплота сгорания, кДж/м3 | - |
Состав пластовой воды Баяндыского нефтяного месторожденияпредставлен в таблице 3.
Таблица 3 - Состав пластовой воды Баяндыского нефтяного месторождения
| Параметр, компонент | Значение |
| Cl, мг/л | 104955,75÷117895,5 |
| HCO3, мг/л | 323,3÷1120,88 |
| SO42, мг/л | 1372,48÷2034,24 |
| CО32, мг/л | 0,0 |
| Ca2+, мг/л | 11150÷13300 |
| Mg2+, мг/л | 1920÷2310 |
| Na+ + K+, мг/л | 50104,81÷60229,64 |
| Fe2+, мг/л | 1,5÷2,25 |
| Fe3+, мг/л | не обн. |
| О2, мг/л | не опр. |
| СО2, мг/л | не опр. |
| Н2S, мг/л | 454,8÷892,5 |
| pH, мг/л | 5,76÷6,75 |
Продолжение таблицы 3
| Параметр, компонент | Значение |
| Плотность при 20 ̊С,м | 1117÷1129 |
| Температура,С | плюс 35÷плюс 38 |
| Минерализация, мг/л | 172775,67÷193944,43 |
| Тип воды, | Хлоркальциевый |
| Содержание нефти в воде, мг/л | До 300 |
| Содержание мехпримесей, масс% | До 200 |
Общая характеристика установки очистки газа от сероводорода.
Установки очистки газа от сероводорода и производства серы с блоком грануляции входит в состав установки подготовки нефти «Баяндысская» объекта: «Обустройство Баяндысского нефтяного месторождения на полное развитие (нижнефаменская и каменноугольная залежи).
Основное функциональное назначение установки– очистка попутного нефтяного газа от сероводорода и углекислоты.
Сырьем для установки очистки газа от сероводорода является попутный нефтяной газ с проектируемых установок подготовки нефти, поступающий по трубопроводу.
Номинальная мощность (100 %) установки очистки газа от сероводорода по перерабатываемому сырью составляет 35,9 т/ч (см. п.4.6.5) и 301,6 тыс.т/год очищенного нефтяного попутного газа (для 2-го варианта работы на газе, вырабатываемом из смеси нефтейD3fm(zd):C2m – 40:60%).
Режим работы установки – непрерывный, 8400 часов в год.
