Содержание.
Реферат……………………………………………………………………...5
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов………...6
Введение…………………………………………………………………….8
1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского
газоконденсатного месторождения……………………………………………..10
1.1 Орогидрографическая характеристика района……………………...10
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения……14
1.3 Особенности тектонического строения месторождения……….…..16
1.4 Газоносность…………………………………………………………..17
1.5Сеноманская залежь…………………………………………………..20
1.6 Уточнение геологического строения Ямбургского месторождения
по результатам эксплуатационного бурения…………………………………..21
1.7 Физико-химическая характеристика газа………………………....23
1.8 Уточнение запасов газа сеноманской залежи……………………….24
2 Состояние разработки сеноманской залежи Ямбургского ГКМ….…26
3 Конструкция скважин ЯГКМ…………………………………………..35
4 Система промыслового сбора и подготовки газа……………………..38
4.1 Сбор газа……………………………………………………………….38
4.2 Осушка газа и охлаждение…………………………………………...42
4.3 Регенерация ДЭГа…………………………………………………….48
5 Анализ работы установки регенерации ДЭГа……………………...…53
5.1 Регенерация поглотителей……………………………………………53
5.1.1 Регенерация гликолей при атмосферном давлении………………53
5.1.2 Регенерация гликолей путем подачи отдувочного газа………….54
5.1.3 Вакуумная регенерация гликолей………………………………….55
5.1.4 Регенерация гликолей, насыщенных сероводородом…………….55
5.1.5 Регенерация гликолей азеотропной ректификацией……………...56
5.1.6 Регенерация гликолей обратным осмосом………………………...57
5.2 Технологический расчет регенератора ДЭГа……………………….58
5.2.1 Технологический расчет теплообменника………………………...58
5.2.2 Расчет выпарной колонны………………………………………….68
5.3 Применение рециркуляции ДЭГа……………………………………90
5.4 Влияние различных примесей на качество абсорбента…………….95
5.5 Пути совершенствования оборудования…………………………….98
5.5.1 Применение комплексной очистки гликоля………………………98
5.5.2 Применение регулярных насадок перекрестноточного типа…...102
6 Пути снижения себестоимости добычи газа…………………………110
6.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 2007-2008 годы …………………………………….110
6.2 Анализ себестоимости добычи газа за 2007-2008 годы…………...112
6.3 Расчет экономической эффективности эксплуатации установки регенерации ДЭГа с регулярными перекрестноточными насадками……….117
7 Безопасность и экологичность проекта………………………………122
7.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи газа……........................................................................122
7.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов………...125
7.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях…………..133
7.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности ООО "Ямбурггаздобыча"…………………….135
Заключение……………………………………………………………….139
Список использованных источников…………………………………..140
Приложение А............................................................................................142
Приложение Б……………………………………………………………146
Реферат
Дипломный проект содержит: 146 страниц, 23 рисунка, 21 таблица, 16 источников, 1 приложение.
Установка комплексной подготовки газа, шлейфы, осушка газа, абсорбент, десорбер, установка регенерации.
В геологическом разделе рассмотрены орогидрографическая характеристика района, литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и коллекторские свойства, газонасыщенность, начальные термодинамические пластовые параметры, запасы сеноманской залежи.
Во втором разделе проекта показано состояние разработки ЯГКМ на 01. 01.10 г.: текущий фонд скважин, отбор пластовой продукции, изменение дренируемых запасов по УКПГ, темп падения пластового давления.
Третий раздел описывает конструкцию скважин.
В четвертом разделе приведена технологическая схема сбора и подготовки газа к дальнему транспорту. Описаны технологические схемы и процессы, оборудование газового промысла и УКПГ.
В пятом разделе рассматриваются существующие способы регенерации поглотителей. Проведены технологические расчеты теплообменника и выпарной колонны. Описаны существующие схемы рециркуляции ДЭГа. Рассмотрено влияние различных примесей на качество абсорбента, а также некоторые пути совершенствования оборудования.
В экономическом разделе приведены и проанализированы технико- экономические показатели П “Ямбурггаздобыча” за 2008 г, выбрана реконструкция регенератора ДЭГа, как один из путей снижения материальных вложений в процесс производства и вычислен экономический эффект от реконструкции.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены основные направления обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов и проведена оценка эффективности мероприятий по их обеспечению.
Введение
Большая значимость сибирского газа в топливном балансе страны и высокая стоимость его транспортировки из труднодоступных районов севера Тюменской области обуславливают высокие требования к надежности систем добычи и транспорта.
Основными направлениями экономического и социального развития России на период до 2012 г. в газовой промышленности предусмотрено: довести добычу газа до 835 - 850 млрд. м3; ускорить вовлечение в разработку новых месторождений; осуществить работы, связанные с организацией добычи газа на полуострове Ямал; начать промышленную эксплуатацию месторождений Прикаспийской низменности и создание на этой базе крупнотоннажного газохимического производства; широко внедрять автоматизированные блочнокомплектные установки, в том числе большой единичной мощности, для комплексной подготовки газа и газового конденсата; повысить производительность труда не менее чем в 1,4 раза.
На севере Тюменской области создана надежная сырьевая база для и интенсивного развития газовой промышленности России. В регионе сконцентрировано до 75 % разведанных запасов природного газа в СНГ, что позволило здесь организовать крупнейший в мире территориально — промышленный комплекс по добыче углеводородного сырья.
Освоение региона начато в 1972 г. введением в разработку Медвежьего месторождения, затем Уренгойского (1978 г.), Вынгапуровского (1978 г.), Ямбургского (1986 г.). Сегодня более 60 % добываемого в России газа получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области.
Характерная черта развития газовых промыслов — систематический рост единичных мощностей промысловых сооружений и автоматизация основных технологических процессов. На современных промыслах действуют полностью автоматизированные установки комплексной подготовки газа производительностью до 20 млрд. м3 газа в год. Производительность одной технологической нитки таких установок достигает 10 млн. м3 в сутки. На таких крупных месторождениях весь технологический процесс — от скважин до замерного узла управляется дистанционно с диспетчерского пульта. Широкое распространение сейчас получает автоматизированная система управления всем комплексом промыслового хозяйства, включая технологические процессы эксплуатации газовых залежей.
Сейчас создан и широко внедряется типовой ряд блочных автоматизированных установок для промысловой обработки газа с использованием процессов низкотемпературной сепарации, абсорбции и адсорбции. При подготовке газа с применением процесса абсорбции, выбор технологической схемы регенерации поглотителя должен основываться на обеспечении концентрации гликолей, которая позволяет осушать газы до температуры, соответствующей заданной проектом точке росы газа в абсорбере, и на минимальных затратах, связанных с регенерацией, как экономических так и экологических.
Задачей данного дипломного проекта является анализ работы установки регенерации абсорбента на примере установки регенерации ДЭГа УКПГ-7.
Опыт эксплуатации установок гликолевой осушки газа со всей очевидностью показывает, что для обеспечения их нормальной работы и требуемого качества подготовки газа наиболее важным является обеспечение необходимой концентрации абсорбента. Таким образом, эффективность работы установок регенерации поглотителей напрямую влияет на качество подготовки природного газа.
Для оценки эффективности работы десорбционной установки необходимо провести поверочный расчет технологических процессов и оборудования, а также проанализировать влияние различных факторов на качество абсорбента.
Далее уже можно оценивать весь процесс в целом и рекомендовать изменения конкретных технологических процессов или модернизацию аппаратов.
Заключение
На основании проведенного анализа работы установки регенерации диэтиленгликоля УКПГ−7 можно сделать следующие выводы.
Как видно из технологического расчета установки, с увеличением расхода и насыщенности ДЭГа, из-за увеличения влагосодержания газа, десорбер работает удовлетворительно. Стоит лишь отметить, что с увеличением производительности растет давление низа колонны. Эту проблему предлагается решить заменой проектной противоточной насадки на перекрестноточную насадку, имеющую меньшее гидравлическое сопротивление и большие пределы нагрузок по жидкости. Технологический и экономический расчет перекрестноточной насадки показывают, что ее применение предпочтительней ввиду большей эффективности работы установки.
При рассмотрении условий эксплуатации встроенного рекуперативного теплообменника обнаружены недостатки его работы, поэтому возникла необходимость его замены на наружный, основным преимуществом которого является возможность работы частью поверхности. При необходимости можно одну из секций отключить на покой для проведения ремонтно-профилактических мероприятий без отключения всей колонны.
Ямбургское газоконденсатное месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу, которая характеризуется падением пластовых давлений и увеличением влагосодержания газа. Вследствие этого увеличивается минерализация диэтиленгликоля и содержание различных примесей. Для обеспечения необходимого качества абсорбента необходимо создание установок по комплексной очистке гликоля от солей, углеводородов, механических и других примесей, оборудование которых целесообразно размещать в блоках регенерации.
Список использованных источников
1. Отчет по геологии и разработке Ямбургского газоконденсатного месторождения, РАО Газпром, ДП "Ямбурггаздобыча" за 2000 год. – п. Ямбург, 2000. – 102 с.
2. Отчет по теме 207.71.32. Проект разработки Ямбургского месторождения. Том 1. ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипрогаз. - 2001 г.
3. Регламент УКПГ-7 ЯГКМ, - п. Ямбург, 2001. - 81 с.
4. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. – Уфа, 2002.
5. Расчет колонны регенерации ДЭГа. – ЦКБН, 1984. – 34 с.
6. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. – М.: Недра, 1984.
7. Маньяковский О.Н., Толчинский А.Р., Александров А.Л. Теплообменная аппаратура химических производств. – Л.: Химия, 1976.
8. Плановский А.М., Рамм В.М., Коган С.З. Процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1968.
9. Дымент О.Н., Казанский К.С., Мирошников А.М. Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена. – М.: Химия, 1976.
10. Рамм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1968.
11. Технический отчет по работе оборудования систем осушки и подготовки газа Ямбургского ГКМ за июнь 2000 г. – п. Ямбург, 2000 – 64 с.
12. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. – 279 с.
13. Хафизов А.Р., Чеботарев В.В., Абызгильдин А.Ю. Процессы абсорбционного разделения при подготовке газа. – Уфа: УГНТУ, 1997.– 140 с
14. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов. – М.: Химия, 1983. – 224 с.
15. Планово-экономический отчет по ЯГКМ за 1998 г. – п. Ямбург, 1998 – 86с.
16. ООО "Ямбурггаздобыча". Конспект вводного инструктажа по охране труда. – п. Ямбург, 2000.
