自然条件
Природные условия
2038字
2019-12-15 12:31
51阅读
火星译客

2 Природные условия

2 自然条件

2.1 Географическое местонахождение и транспорт

2.1 地理位置与交通

Туркменистан расположен на юго-западе Центральной Азии, граничит с Узбекистаном на севере, омыт Каспийским морем на западе, граничит с Ираном и Афганистаном на юге. Его столица Ашхабад расположена в южной части Туркменистана.

土库曼斯坦位于中亚西南部,北部与乌兹别克接壤,西濒里海,南与伊朗和阿富汗交界。首都阿斯哈巴德,位于土库曼斯坦的南部。

Лебапская область находится на востоке Туркменистана, самая длинная река в Центральной Азии - река Амударья протекает через данный район, Каракумский канал пересекает юго-восточную часть данного района. Областной центр находится в центральной зоне, расположен на левом берегу реки Амударьи. от столицы около 600 км, железная и автомобильная дороги соединяют Узбекистан на севере, столицу Ашхабад на юге.Туркменабат находится далеко от столицы 600km, через железную и шоссейную дорогу на север соединяется с Узбекистаном, на юг соединяется столицей Ашхабад.

列巴普州位于土库曼斯坦的东部,中亚地区第一大河—阿姆河流经该地区,卡拉库姆大运河横贯该地区的东南部。首府土库曼纳巴特位于列巴普州的中心地带,坐落于阿姆河的左岸。土库曼纳巴特距离首都约600km,铁路与公路向北连接乌兹别克斯坦,向南连接首都阿斯哈巴德。

Блок на договорной территории данного объекта находится в Багтыярлыке Лебапской области, блок длиной и узкий, параллелен с рекой Амударьи, граничит с Узбекистаном на северо-востоке, граничит с Афганистаном на юге. Договорный блок расположен в пустыни Каракум впадины Амударьи.

本项目合同区块坐落于列巴普州的巴格德雷,区块狭长,与阿姆河基本并行,东北侧与乌兹别克斯坦接壤,南与阿富汗接壤。合同区位于阿姆河盆地的卡拉库姆大沙漠中。

Договорная территория расположена на правом берегу реки Амударьи, смотрит Туркменонабат через реку Амударьи, автомобильный плавучий мост и железнодорожный мост соединяют договорную территорию и Туркменонабат. Договорный блок разделяется на блок A и блок B, каждый блок содержит некоторые газовые районы, в том числе центр блока A находится далеко от Туркменабата примерно 100km, центр блока B находится далеко от Туркменабата примерно 200km, дальнейший место от Туркменабата примерно 300km.На правом берегу реки Амударья расположена магистральная дорога, которая соединяет прибрежные села, большинство районов в договорной блоке находится в центре пустыни, большинство глубинной зоны составляет временные автодороги для соединения разных районов, транспортное условие плохое.

合同区位于阿姆河右岸,与土库曼纳巴特隔阿姆河相望,二者之间有公路浮桥和铁路大桥相连。合同区分为A区块和B区块,每个区块包括多个气区,其中A区块中心距离土库曼纳巴特约100km,B区块中心距离土库曼纳巴特约200km,最远处距离约300km。阿姆河右岸沿河有干线公路连接沿岸的村庄,合同区内大部分地区处在荒漠腹地,纵深地带大部分为临时公路连接各个区域,交通状况较差。

2.2 Рельеф и топография

2.2 地形地貌

Договорная территория находится в Каракумской пустыне, где на земле холм песка и выпукло-вогнутые песчаные дюны широко распространены, озер и рек мало (между блоками А и Б размещены пресноводное озеро и его притоки) в локальном месте имеется солончак, в побережье реки распространяется оазис. На договорной территории растительность скудна, ранние и щелочно-упорные травы были основным. В юго-западной части блока А в основном расположены бугристые пески и неподвижные барханные гряды высотой 2-8м., а в северо-восточной части рельеф сравнительно ровный; в крайней зоне юго-западной части блока В расположены дюны высотой 4-10м, а в других зонах рельеф ровный.

本合同区块处于卡拉库姆大沙漠中,地面固定沙垄、新月形沙丘广布,湖泊、河流稀少(A区与B区之间有淡水湖及其支流河汊),局部地区有盐沼地,河流沿岸有绿洲分布。合同区内植被稀疏,以早生、耐碱的禾草为主。A区西南部主要分布为丘状沙地和固定沙垄,沙垄高度2~8米,东北部地形较为平坦;B区南部边缘地区为高度为4-10米的沙丘,大部分区域地形平坦。 

2.3 Климат

2.3 气候

Договорная территория расположена в пустыни Каракум с резким сухим затропическим континентальным климатом. Местный климат характеризуется более большим перепадом температуры и длительной продолжительностью солнечного сияния в суток, малой осадкой и чрезмерной большой паропроизводительностью. Лето длинное жаркое сухое, зима короткая мягкая и малоснежная. Разница дневной и годовой средней температуры большая.

本合同区块处于卡拉库姆大沙漠中,严重干旱,属温带大陆性干旱气候,昼夜温差较大,日照极为充分,降水量小,蒸发量极大。夏季漫长,炎热干燥;冬季短暂,温和而少雪;气温日较差和年较差均很大。

Согласно стандарту CHT 2.01.01-98 «Метеорологическое условие стройки» и сборными данными на месте, основное метеорологическое условие Туркменабата - расположения данного договорного блока,

根据土库曼斯坦标准CHT 2.01.01-98 《建筑气象条件》及当地收集资料,本合同区块的所在地土库曼纳巴特地区的主要气象条件

3 Ресурсы природного газа и варианты по их освоению

3 天然气资源与开发方案

Газовое месторождение Самандепа пересекает Туркменистан и Узбекистан, газоносная площадь 338,8км2, геологические запасы 1710.42×108м3 (в.т.ч. запасы Туркменистана 1432.28×108м3, заняты 83.8%), настоящий тип вытеснения газовой залежи – упругое вытеснение газом, но вокруг газовой залежи окружает краевая вода, средняя глубина залегания газовой залежи около 2450м, средняя проницаемость пласта - 63md.Доказанные запасы газового месторождения, запасы контроля

萨曼杰佩气田横跨土库曼和乌兹别克两国,含气面积338.8km2,地质储量为1710.42亿方(其中土方储量为1432.28亿,占83.8%),气藏目前驱动类型表现为弹性气驱,但气藏四周环绕边水,气藏平均埋深约2450m,储层平均渗透率约为63md。气田探明储量、控制储量。

Газовое месторождение Самандепа является старым месторождением, вышеуказанные запасы является доказанными запасами, коэффициент добычи газовой залежи выше 80%. 

萨曼杰佩为老气田,上述储量均为探明储量,气藏采收率可在80%以上。

3.1 Свойство нефти, газа и воды 

3.1 油气水性质

Основный источник данного объекта – из газового месторождения Самандепа (65×108м3~70×108м3), другие месторождения как Метеджан, Киштыван, Ильджик и т.д. в качестве резрева (10×108м3~15×108м3). По отчету расчета запасов 1970 г., содержание CH4 в природном газе газового месторождения Самандепа – 89.8%, содержание H2S – 3.0%, содержание CO2 – 4.2%.Относительная плотность природного газа: 0.583-0.667, средняя 0.629; молекулярный вес 16.39-17,33; критическое давление 4.7Мпа, критическая температура 198.5оС; фактор отклонения 0.945; содержание серы в газе 34.08г/м3. 

本工程主要气源来自萨曼杰佩气田(65亿~70亿),其他气田如麦杰让、基什图凡、伊利吉克等气田作为补充备用(10亿~15亿)。根据1970年储量计算报告,,萨曼杰佩气田天然气中CH4含量89.8%,H2S含量3.0%,CO2含量为4.2%。天然气相对密度:0.583-0.667,平均为0.629;分子量16.39-17.33;临界压力4.7MPa,临界温度198.5оК;偏差因子0.945;气体中硫含量34.08g/m3。

Компонент сырьевого газа газового месторождения Самандепа см. таблицу 3.1-1, 3.1-2, свойство конденсата см таблицу 2.1-3, свойство пластовой воды см. таблицу 2.1-4.

萨曼杰佩气田原料气组分见表3.1-1、3.1-2,凝析油性质见表2.1-3,地层水性质见表2.1-4。

3.2 Распределение производства газового м/р

3.2 气田配产

Распределение производства настоящей скважины определено по данным испытания и производства (таблица 3.3-1), для новой скважины и горизонтальной скважины по настоящей горизонтальной скважине и справить результаты моделирования отдельной скважины определено 50~110×104m3/d.

现有井配产根据测试与生产资料确定(表3.3-1),新井水平井根据现有水平井并参考单井模拟结果确定为50~110×104m3/d。

4.Короткое описание о проекте 

4 工程概述

4.1 Мощность строительства 

4.1建设规模

1) Внутренние сбор и транспорт 

1)内部集输

Ново строены 9 одношахтных станций и комплектный газодобывающий трубопровод, расширены газосборная станция и генеральная газосборная станция Самандепе, способность системы внутреннего сброса и транспорта расширена с 65×108m3/a до 80×108m3/a. 

新建9座单井站及配套的采气管道,扩建萨曼杰佩集气站和集气总站,内部集输系统集输能力从65×108m3/a扩能至80×108m3/a。

2) ГПЗ 

2)天然气处理厂

Новый построенный пятый рад основных технологических установок ГПЗ, включает установки обессеривания и обезуглероживания газа, установки осушки газа, установки очистки газа от углеводородов и установки получения серы, проектный нормальный объем обработки составляет 460×104m3/d, упругость операция составляет 50%~120%. Для вспомогательных производственных сооружений и коммунальных сооружений производительность соответственно соответствует производительностям вышеприведенной технологической установки. 

处理厂新建第5列主体工艺装置,包括脱硫脱碳装置、脱水装置、脱烃装置和硫磺回收装置,设计正常处理规模为460×104m3/d,操作弹性为50%~120%。辅助生产设施和公用工程的生产能力分别与上述工艺装置能力配套。

3) Экспорт подготовленного газа 

3)产品气外输

Проводить техническую реконструкцию на существующую экспортную системы очищенного газа, чтобы нормальный объем обработки экспортной системы очищенного газа поднялся до 73×108m3/a, то есть 2212×104m3/d. 

对已建净化气外输系统进行技术改造,使净化气外输系统正常处理量提高到73×108m3/a ,即2212×104m3/d。

4.2 Сырье и продукт 

4.2 原料与产品

4.2.1 Режимы сырья 

4.2.1原料条件

1) Состав сырьевого газа см. таблицу 4.2-1. 

1)原料气组成见表-4.2-1

Таблица 4.2-1 Таблица компонентов сырьевого газа (Комель)

表4.2-1 原料气(干基)组分表

2) Промысловая вода 

2)气田水

По фактическим данным производства, водоотдача месторождения Самандепе составляет 0.05m3/104m3 сырьевой газ. 

根据实际生产数据,萨曼杰佩气田的产水量为0.05m3/104m3原料气。

3) Содержание конденсата 

3)凝析油含量

По фактическим данным производства, содержание конденсата месторождения Самандепе составляет 7~8g/m3 сырьевой газ. 

根据实际生产数据,萨曼杰佩气田凝析油含量7~8g/m3原料气。

4) Температура сырьевого газа при входе на завод. 

4) 原料气进厂温度

Температура на устье скважины 61~73℃, по фактическим данным производства на месте, температура входного сырьевого газа на завод долгосрочно находится в пределах 41~48,9℃, и возможно подняться, поэтому в данной объекте рассчитана температура входного сырьевого газа на завод на 55℃. 

原料气井口温度为61~73℃,根据现场实际生产数据,进厂原料气温度长期保持在41~48.9℃之间,而且还有上升的可能,因此本工程原料气进厂温度按55℃考虑。

5) Давление сырьевого газа 

5) 原料气压力

Давление сырьевого газа на устье скважины составляет 10.3~13MPa, после входа в установку обессеривания и обезуглероживания газа FV-1101(1) давление ≤6.2 MPa(g). 

原料气井口压力为10.3~13MPa,进脱硫脱碳装置FV-1101(1)[(1)还是(5)]后压力≤6.2 MPa(g)。

6) Способность входа на завод природного газа и сырьевого газа 

6) 原料气天然气进厂能力

Всего на заводе 80×108 m3/a, в данном объекте добавлено 15×108 m3/a, ново добавлена способность обработки пятого ряда 460×104m3/d, упругость операции 50%~120%. 

全厂共计80×108 m3/a,本工程新增15×108 m3/a,新增第5列处理能力460×104m3/d,操作弹性50%~120%。

7) Время стабильного производства 

7)年生产时间

330 дней 

330天

8) Нормальное состояние природного газа 

8) 天然气标准状态

20℃,101.325kPa 

20℃,101.325kPa

4.2.2 Продукт 

4.2.2产品

4.2.2 Продукт 

4.2.2产品

1) Подготовленный природный газ 

1) 产品天然气

Выпускной с завода объём продуктивного газа     ~73.28×108 m3/a 

产品气出厂总量:     ~73.28×108 m3/a

Производительность очищенного газа установок добавленного пятого ряда:  ~13.99×108 m3/a

新增第5列装置净化气产量:~13.99×108 m3/a

行业 工程
标签
举报
0 条评论
评论不能为空