• Категория: Нефтегазовое дело
  • Вид работы: Дипломная работа
  • Год защиты: 2011
  • Оригинальность: 70 %

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ   5
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ   7
1.1 Геологическая характеристика месторождения   7
1.2 Морфологическая сложность продуктивных пластов УГКМ    10
2 КОНСТРУКЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА   14
2.1 Конструкция скважин    14
4 СОCТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАЛАНЖИНСКОЙ ЗАЛЕЖИ    УРЕНГОЙСКОГО ГКМ    15
4.1 Краткая характеристика и состояние разработки Уренгойского ГКМ    15
4.2 Анализ разработки    17
5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ   20
5.1 Общая характеристика комплекса по добыче, сбору и промысловой подготовке газа  валанжинских  залежей УГКМ    20
5.2 Осложнения в работе газоконденсатных промыслов   23
5.3 Проведение комплексных исследований работы технологического  оборудования с целью оптиизации режима эксплуатации    29
5.3.1 Анализ эффективности работы низкотемпературных сепараторов УКПГ валанжинских залежей    29
5.3.2 Анализ работы теплообменников первой и второй ступеней сепарации на УКПГ валанжинских залежей    31
5.4 Разработка и внедрение  модернизаций агрегатов трехступенчатой сепарации (низкотемпературной ступени)  35
5.4.1 Реконструкция сепаратора II ступени НТС   35
5.4.2 Модернизация низкотемпературных сепараторов технологической линии N 4,6 УКПГ-1АВ   39
5.5 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ   43
5.5.1 Расчеты по определению эффективности работы теплообменников Т-1 и Т-2 (первой и второй ступеней    43
5.5.2 Расчет площади теплообмена   48
5.5.3 Расчет условного дроссель-эффекта   49
5.5.4 Выводы по результатам расчетов   49
5.6 Расчет расхода ингибитора гидратообразования   51
5.7 РАСЧЕТ РАСХОДА МЕТАНОЛА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ     ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА НТС   57
6 Образование гидратов в газопроводах   61
6.6.1 Температурный режим газопроводов   62
6.6.2 Расчет  изменения давления и температуры в шлейфе   63
6.6.3 Влагосодержание газов   65
7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ   ЧАСТЬ   67
7.1 Сущность работы     67
7.2 Стадия разработки и внедрения   67
7.3 Выбор и обоснование эталона   68
7.4 Факторы, обеспечивающие экономический эффект   68
7.5 Объем и объект внедрения   68
7.6 Исходные данные для расчета   68
7.7 Расчет экономического эффекта   69
8 ПРОВЕДЕНИЕ ПРОГНОЗНЫХ РАСЧЕТОВ ПО РЕЖИМАМ    72
РАБОТЫ СИСТЕМЫ, МАТЕРИАЛЬНЫХ И КОМПОНЕНТНЫХ БАЛАНСОВ И ВЫДАЧА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ  ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ 72
8.1 Комплексные обследования УКПГ валанжинских залежей. Анализ эффективности работы основного технологического оборудования   72
8.2 Результаты анализов проб газов сепарации и нестабильного конденсата (хроматограф). Определение средневзвешенных составов газов сепарации и нестабильного конденсата. Определение средневзвешенных потерь газами сепарации. 73
8.2 Анализ эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ валанжинских залежей    75
8.2.1 Низкотемпературные сепараторы     75
8.2 Теплообменники    77
8.4 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ    85
9. Безопасность и экологичность проекта   87
9.1 Анализ опасностей, возникающих в процессе управления УНГКМ    87
9.2 Мероприятий по обеспечению производственной безопасности    88
9.3 Обеспечение мер по ликвидации чрезвычайных ситуаций    92
9.4 Эффективность природоохранных мероприятий, реализуемых на УНГКМ Мероприятия по предотвращению выбросов газа, разлива химреагентов   95

ВВЕДЕНИЕ
Сложившаяся в последнее десятилетие тенденция роста доли природного газа в структуре топливно энергетического баланса в нашей стране привела к активному вовлечению в промышленную разработку газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера находящихся в экстремальных природно-климатических условиях, в районах без развитой производственной и социальной инфраструктуре и удаленных от основных потребителей газа.
Основной объем российского газа в настоящее время добывается в Западной Сибири на уникальных месторождениях с мировой известностью: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское.
Дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым-Пур-Тазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений, расположенных на полуострове Ямал, наиболее крупным из них является Бованенковское газоконденсатное месторождение.
Разработка уникальных месторождений Надым-Пур-Тазовского района Западной Сибири, в которых сосредоточено более 70 % разведанных запасов России, является принципиально новым этапом в теории и практике проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. Необходимо решение целого комплекса научных, технических, технологических, социальных и организационных проблем.
Наряду с общими, характерными для данного региона проблемами, связанными с суровыми природно-климатическими условиями и наличием мощных до 500 м толщи многолетнемерзлых пород, имеются специфические проблемы, обусловленные нахождением углеводородов принципиально различных по своему строению и типу залежах.
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.
В пластовом газе валанжинских залежей Уренгойского месторождения, наряду с легкими углеводородами, содержатся С5+, образующие конденсат при промысловой обработке газа.
Исследования показали, что содержание конденсата в газе изменяется как по разрезу продуктивной толщи, так и по площади месторождения.
В связи с этим газ, добытый из различных зон месторождения, имеет различный углеводородный состав. УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В расположены в характерных зонах месторождения, приуроченных  к  южному, центральному и северному куполу.
Для извлечения конденсата из газа на УКПГ используется метод низкотемпературной сепарации. Применяемое для этой цели оборудование и технология имеют ряд особенностей, отличающих их от других низкотемпературных  установок, действующих на газодобывающих промыслах.
Первой введена в строй УКПГ-2В, которая эксплуатируется с января 1985г. В состав УКПГ-2В входят три цеха, шесть технологических линий, одна из них - опытная (опытный  сепаратор - вертикальный, трехступенчатый). Проектная   производительность УКПГ-2В по сырому газу 7 млрд.м3/год, по нестабильному конденсату - 1,61 млн. т/год.
УКПГ-1АВ эксплуатируется с июля 1985 г.В состав УКПГ-1АВ входят  четыре цеха, восемь технологических линий, разделители размещены в отдельных цехах; одна  технологическая  линия - опытная, производительностью 10 млн.м3/сут. Проектная производительность УКПГ-1АВ по сырому газу 10 млрд.м3/год, по нестабильному конденсату - 3,39 млн. т/год.
УКПГ-5В введена в эксплуатацию в феврале  1986  г. В ее состав входят два цеха, четыре технологические линии, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые.Проектная производительность УКПГ-5В по сырому газу - 5 млрд.м3/год, по  нестабильному конденсату - 1,11 млн. т/год.
В состав УКПГ-8В входят два цеха, шесть  технологических линий, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые. Проектная проиизводительность по сырому газу - 1,825 млрд нм<sup>3</sup>/год (5 млн.м<sup>3</sup>/сут), - по нестабильному конденсату-0,31 млн т/год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработан системный подход к определению работоспособности и оптимизации режимов работы системы скважина-шлейф-УКПГ. Концепция данной системы и ряд предлагаемых граничных критериев будут учтены при создании компьютерных моделей систем сбора УКПГ валанжинских залежей.
2. На основе разработанной системы критериев работоспособности системы скважина-шлейф - УКПГ производится уточнение технологического режима работы скважин и УКПГ. Предложена схема анализа и уточнения режимов работы системы.
3. В 2000 году УКПГ-1 АВ и 2В УГЛУ внедрены линии низкого напора для сбора газа из низкодебитных скважин и шлейфов. Очевидно увеличение дебита и запаса стабильности работы системы до 25%. Работы в этом направлении необходимо продолжить.
4. Регулировка режимов работы системы скважина - шлейф снижением входных давлений на 3 кгс/см2 позволила увеличить скорость в скважинах и трубопроводах и повысить эффективность и стабильность работы системы. По УКПГ-2В при снижении входного давления полностью отсутствуют скважины со скоростями потока ниже принятых критических при работе в системе промысла - 2,5 м/сек. На УКПГ-1АВ количество таких скважин снизилось на 5, на УКПГ-5В после регулировки штуцеров и давлений в системе скорость в НКТ ниже 2,5м/сек. имеет только скважина 5282.
5. Оценочные расчеты по скважинам и шлейфам УКПГ показали, что скорости потока газоконденсатной смеси снижаться будут медленно на десятые доли единицы м/сек и резкой смены режимов потока газоконденсатной смеси в перспективе на один -два года не ожидается.
6. Средневзвешенные по расходу газа общие потери конденсата (в г/мЗ газа сепарации) по УНГКМ в 2000 году составили 3,9 г/мЗ по С5+В и 49,22 г/мЗ по СЗ+В. Средние по УНГКМ общие потери конденсата в начальный период эксплуатации (с 1987г.) - 5,8 -6,0 г/мЗ. Потери в капельном виде С5+В в 2000 году составили 4% от общих потерь.
7. Содержание С5+В за период с 1985 по 2000 г. по УНГКМ уменьшилось в среднем с 70,0 до 62,0 % масс.
8. Эффективность работы теплообменников остается на прежнем уровне с начала эксплуатации. Условный дроссель-эффект составил в 2000 г. в среднем по УНГКМ 1,30 оСЛатм; коэффициенты теплопередачи - 185 -200 ккал/кг.ч.оС .
9. Минимально необходимое давление в первичном сепараторе, для обеспечения Тнтс минус ЗОоС, составляет 86-92 кгс/см2, а для Тнтс минус 20оС составляет 78-84 кгс/см2 при оптимальном давлении в НТС.
10.Содержание С5+В в газе сепарации и удельный выход С5+В в нестабильном конденсате изменяются в пределах 0,25-0,35 г/мЗ газа сепарации


Свяжитесь с нами в один клик:

Нажмите на иконку и вы будете переправлены на страницу связи с нашими специалистами.