Анализ эффективности подготовки газа на северных газовых и газоконденсатных месторождениях с использованием абсорбционного метода на УКПГ-13 УГКМ.

Файл содержит саму работы, доклад + презентация
Оглавление
Введение 2
1. Характеристика месторождения 4
1.1 Географическое расположение 4
1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 12
Выводы по разделу 1 17
2. Анализ системы разработки объекта 18
2.1 Анализ показателей разработки объекта месторождения 18
2.2 Анализ выполнения проектных решений 34
Выводы по разделу 2 42
3. Анализ эффективности подготовки газа с использованием абсорбционного метода на УКПГ-13 УГКМ. 43
3.1 Конструкция скважин 43
3.2 Характеристика системы осушки газа 44
3.2 Расчет глубины осушки газа 48
3.3 Выбор абсорбента и подержание его поглотительной способности 60
3.4 Физико-химические свойства абсорбентов 66
3.5 Модернизация основного технологического оборудования 69
3.3.1 Анализ эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ в проектном варианте 71
3.3.2 Модернизация аппаратов осушки газа на Уренгойском месторождении 73
3.3.3 Компоновки модернизированных аппаратов осушки 79
3.6 Двухступенчатая осушка газа 87
3.7 Расчет процесса осушки газа в модернизируемом абсорбере 92
3.8 Расчет гидравлического сопротивления массообменной части аппарата 100
Заключение 105
Список использованных источников 108
Приложения 111


Введение
Актуальность. Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн. м3 (65-70 млрд. т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90-95 млрд. т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд. м3/год, в том числе в нашей стране - около 850 млрд. м3/год, и эта цифра будет расти.
Крупнейшие отечественные месторождения природного газа в настоящее время находятся в северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Астрахани. Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования до 5000 км.
Основные отличия и особенности северных газовых, газоконденсатных и газонефтеконденсатных месторождений России, по сравнению с месторождениями центральной и южной климатических зон, которые непосредственно влияют на проектирование и эксплуатацию систем сбора и промысловой подготовки природного газа.
1. Наличие наряду с гигантскими и супергигантскими месторождениями множества средних и мелких месторождений (число которых только по северу Тюменской области составляет свыше 350).
2. Во многих случаях наличие даже на одном месторождении нескольких «этажей» газоносности и выделение в разработку двух-трех и более основных эксплуатационных объектов (причем некоторые газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками).
3. Отсутствие какой-либо развитой инфраструктуры в начальный период освоения северных месторождений, а также значительная удаленность от основных потребителей газа, располагающихся главным образом в центральных районах России, в Западной и Восточной Европе.
4. Сложные инженерно-геологические условия территории расположения северных газовых и газоконденсатных месторождений и, следовательно, необходимость тщательного учета реальной инженерно - геокриологической обстановки при проектировании систем разработки и обустройства месторождений.
Уренгойское газоконденсатное месторождение является наиболее значительным месторождением Западной Сибири, поэтому надежность и эффективность его эксплуатации важны как для России, так и для Европы. Кроме того, опыт процесса его эксплуатации полезен при проектировании систем добычи, подготовки и транспортирования углеводородов на вновь вводимых в разработку северных месторождениях.
Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим между собой) технологиям: адсорбционная осушка с применением твердых адсорбентов влаги и абсорбционная осушка с применением поглотителей влаги (абсорбентов). В настоящее время наибольшее распространение в России получил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГа). Следовательно, проблема совершенствования системы регенерации гликоля, является актуальной и значимой на современном этапе развития газовой промышленности.
В специальной части дипломного проекта рассматривается совершенствование системы регенерации гликоля на УКПГ 3 с использованием модернизированных фильтр-патронов на Уренгойского ГКМ.

Заключение
В данном проекте была рассмотрено совершенствования системы регенерации гликоля на установке комплексной подготовки газа № 2 УГКМ.
Уренгойское газоконденсатное месторождения является уникальным не только по запасам газа и газового конденсата (длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площади газоносности 4750 км2), но и по степени применения новых технологий, которые проектировались конкретно для разработки данного месторождения и которые совершенствуются по мере развития технического прогресса России и на основе зарубежного опыта.
Так на Уренгойском месторождении рассмотрена принципиально новая система разработки и обустройства: кустовое размещение вертикальных эксплуатационных скважин увеличенного диаметра в наиболее продуктивных зонах, дебиты, в несколько раз превышающие раннее полученные на газовых промыслах страны, дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта; установки комплексной подготовки газа (УКПГ) повышенной производительности и др.
Рассмотрено состояние разработки и сопоставления проектных и фактических показателей, в результате чего можно сделать вывод, что средний фактический дебит скважин по условным зонам УКПГ выше проектного (за исключением УКПГ-2, 5, 8, 9, 10). В целом по Уренгойской площади фактический средний дебит превышает проектный на 63 тыс. м3/сут. Фонд эксплуатационных скважин соответствует проектным.
Устьевое и пластовое давления выше проектных. Условия освоения и характер разработки месторождения и его отдельных участков обусловили формирование текущего поля пластовых давлений. Характер распределения пластового давления свидетельствует о хорошей газодинамической связи, как по площади, так и по разрезу продуктивных отложений, и позволяет рассматривать процесс отработки залежи как газодинамической системы.
На Уренгойской площади на 01.01.2017 г. минимальное давление в районе эксплуатационных скважин УКПГ – 36 –среднее давление в этой зоне снизилось относительно начального на 72-74 кгс/см2 или 59-61 %.
Была рассмотрена типовая схема конструкции газовых скважин и устьевого оборудования, используемого при разработке месторождения. Приведен пример использования автоматизированных скважин зарубежными компаниями. Из всего сказанного можно сделать вывод о том, что необходимо перенять и постепенно применять в нашей нефтегазодобывающей промышленности автоматизированные скважины. Экономический эффект от внедрения таких систем очевиден: снижение затрат времени на исследование скважин, точность получаемой информации, установление наиболее оптимального режима эксплуатации скважин и месторождения в целом
В специальной части рассмотрено влияние изменения основных свойств и характеристик гликоля в процессе осушки газа на эффективность работы основного технологического оборудования УКПГ сеноманской залежи, описание технологической схемы установки регенерации ДЭГа и модернизация десорбера на УКПГ-3.
Промысловая подготовка газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) Уренгойского газоконденсатнонефтяного месторождения (УГКНМ) заключается в извлечении влаги и механических примесей из пластового газа и обеспечении температуры "точки росы" минус 20 °С зимой и минус 10 °С летом (ОСТ 51.40-93).
В качестве гигроскопической жидкости, абсорбирующей влагу из газа, на УКПГ применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), свойства и основные характеристики которого обеспечивают требуемые ОСТ — 51.40—93 параметры качества подготовки газа к транспорту. В процессе эксплуатации установок осушки газа, циркулирующий в системе осушки и регенерации ДЭГ, меняет свои свойства и характеристики, что приводит к снижению эффективности работы основного технологического оборудования и осушающей способности гликоля. Основными "загрязняющими" ДЭГ веществами являются: продукты коррозии металлов основного технологического оборудования системы сбора и подготовки газа, продукты разложения ДЭГ в системе регенерации, механические примеси и минеральные соли, поступающие на УКПГ с продукцией газовых скважин. Изменение свойств ДЭГ зависит от количества привносимых в ДЭГ "загрязняющих" веществ и кратностью циркуляции ДЭГ в системе осушки газа (отношение потерь ДЭГ за год к объёму циркулирующего в системе осушки и регенерации ДЭГ) В настоящее время, по сравнению с 1993 годом, кратность циркуляции ДЭГ снизилась с 4 до 2. Это объясняется уменьшением удельных потерь ДЭГ по УКПГ, что связано с повышением эффективности работы аппаратов осушки газа за счёт их модернизации и изменения параметров процесса осушки газа Время циркуляции ДЭГ в системе увеличилось, поэтому увеличилось и отрицательное воздействие различных факторов на свойства и характеристики ДЭГ.

Список использованных источников
1. «Пересчет запасов нефти, свободного газа и конденсата залежей неокома (пласты группы БУ160 - БУ171-1) Уренгойского месторождения по состоянию на 01.01.2011 г.», ОАО «СибНАЦ», Тюмень, 2012 г.
2. Алиев З.С., Зотов Г.Н. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных скважин и пластов. М. Недра, 1980.
3. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988. - 575 с.
4. Кашицкий Ю.А., Зиберт Г.К., Сун А.М. Анализ состояния абсорбционного оборудования. Газовая промышленность.М.,1980.
5. Конторович А.Э., 2006 г. «Схема нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции».
6. Коротаев Ю.П., Маргулов Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. М. Недра, 1984.
7. Мищенко И.Т.Расчеты в добыче нефти и газа. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008.
8. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки.М.Химия.,1980.
9. Отчет о научно-исследовательской работе «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородов валанжинских отложений Уренгойского региона», 2014 г.
10. П.В. Куцын. Охрана труда в газовой и нефтяной промышленности. М.Недра,1987.
11. Повышение надежности и эффективности работы технологического оборудования УКПГ валанжинских залежей. Годовой отчет НТЦ ПО"Уренгойгазпром".Н-Уренгой, 1996.
12. Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности. М.,1991.
13. Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях. Материалы XI-ой научно-технической конференции ПО"Уренгойгазпром". Н-Уренгой, 1994.
14. Технологическая схема разработки Уренгойского месторождения в пределах Усть-Ямсовейского лицензионного участка», ЗАО «ВНИИнефть- Западная Сибирь. 2012 г.
15. Технологический регламент на производство работ по гидравлическому разрыву пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». ОАО СургутНИПИнефть. 2005.

Приложения