Содержание Реферат……………………………………………………………………… Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов……………………………………………………………….. Введение……………………………………………………………………. 1 Геологическая часть……………………………………………………… 1.1 Геологическая характеристика месторождения……………………… 1.2 Морфологическая сложность продуктивных пластов УГКМ………. 2 Конструкция эксплуатационных скважин и их характеристика……… 2.1 Конструкция скважин…………………………………………………. 3 Состояние разработки валанжинской залежи Уренгойского ГКМ…... 3.1 Краткая характеристика и состояние разработки Уренгойского ГКМ……………………………………………………………………………….. 3.2 Анализ разработки…………………………………………………….. 4 Технологическая часть………………………………………………….. 4.1 Общая характеристика комплекса по добыче, сбору и промысловой подготовке газа валанжинских залежей УГКМ……………... 4.2 Осложнения в работе газоконденсатных промыслов……………….. 4.3 Проведение комплексных исследований работы технологического оборудования с целью оптимизации режима эксплуатации……………………………………………………………………… 4.3.1 Анализ эффективности работы низкотемпературных сепараторов УКПГ валанжинских залежей……………………………………. 4.3.2 Анализ работы теплообменников первой и второй ступеней сепарации на УКПГ валанжинских залежей………………………… 4.4 Разработка и внедрение модернизаций агрегатов трехступенчатой сепарации (низкотемпературной ступени)………………… 4.4.1 Реконструкция сепаратора II ступени НТС т. н. N 1 УКПГ - 2В………………………………………………………………………… 4.4.2 Модернизация низкотемпературных сепараторов технологической линии N 4,6 УКПГ - 1АВ……………………………………. 4.4.3 Модернизация низкотемпературного сепаратора агрегата трехступенчатой сепарации на УКПГ-5В……… 5 Расчет технологических установок…………………………………… 5.1 Расчет сепарации газа……………………………………………….. 5.2 Расчеты по определению эффективности работы теплообменников Т-1 и Т-2 (первой и второй ступеней сепарации) УКПГ валанжинских залежей………………………………………………….. 5.2.1 Расчет коэффициентов теплопередачи теплообменников Т-1 и Т-2………………………………………………………………………… 5.2.2 Расчет площади теплообмена……………………………………… 5.2.3 Расчет условного дроссель – эффекта……………………………. 5.3 Расчет образования гидратов в газопроводах ……………………… 5.3.1 Температурный режим газопроводов ……………………………. 5.3.2 Расчет изменения давления и температуры в шлейфе………….. 5.3.3 Влагосодержание газов …………………………………………… 5.4 Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС…………………………………………………… 6 Проведение прогнозных расчетов по режимам работы системы, материальных и компонентных балансов и выдача рекомендаций по обеспечению оптимальных режимов работа до 2005 года……………………….. 6.1 Комплексные обследования УКПГ валанжинских залежей. Анализ эффективности работы основного технологического оборудования……………… 6.2 Результаты анализов проб газов сепарации и нестабильного конденсата (хроматограф). Определение средневзвешенных составов газов сепарации и нестабильного конденсата. Определение средневзвешенных потерь С5+В с газами сепарации…………………………………………………. 6.3 Анализ эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ валанжинских залежей ……………………………………….. 6. 3. 1 Низкотемпературные сепараторы…………………………………….… 7 Экономическая часть……………………………………………………. 7.1 Краткая технико-экономическая характеристика предприятия 7.1.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности УГПУ за 1998 - 2000 гг………………………………………….. 7.1.2 Краткая организационная характеристика структуры УГПУ…… 7.2 Эффективность модернизации низкотемпературных сепараторов 7.2.1 Методика расчета эффективности модернизации низкотемпературных сепараторов……………………………………………… 7.2.2 Расчет экономической эффективности модернизации низкотемпературных сепараторов……………………………………………… 8 Безопасность и экологичность проекта………………………………. 8.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа…………………………………………… 8.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда на предприятии…………………………………………… 8.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях…………… 8.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности ООО "Уренгойгазпром"……………………….. Заключение……………………………………………………………….. Список использованных источников…………………………………… Приложение А……………………………………………………………. Приложение Б……………………………………………………………. Приложение В……………………………………………………………. Приложение Г……………………………………………………………. Приложение Д……………………………………………………………. Приложение Е……………………………………………………………. Приложение Ж……………………………………………………………. Приложение З……………………………………………………………. Приложение И……………………………………
Реферат
Дипломный проект содержит 115 страниц, 5 рисунков, 28 таблиц, 8 источников, 4 приложений.
Содержит следующие разделы: геологический, технологический, экономический, безопасности и экологичности проекта.
Ключевые слова: гидраты, шлейф, скважина, месторождение.
Геологическая часть включает сведения о месторождении, породах, газоносности, запасах газа, составе газа и конденсата, сведения об УКПГ.
В технологической части описаны промысловая подготовка газа, осложнения возникающие на промысле, проведены расчет сепарации газа, теплообменного оборудования, расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС, расчеты газопромысловых шлейфов с целью определения возможных мест образования гидратов и необходимого количества ингибитора гидратообразования для предупреждения образования гидратов на расчетном участке.
В разделе экономики дан анализ технико-экономических показателей разработки месторождения и проведен расчет экономического эффекта модернизации низкотемпературных сепараторов.
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 1985 г. 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 производительность по сырому газу - 1,825 млрд. м3/год (5 млн. м3/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 0,3 МПа 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 2,5 м/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/м3 газа сепарации) по УНГКМ в 2000 году составили 3,9 г/м3 по С5+В и 49,22 г/м3 по СЗ+В. Средние по УНГКМ общие потери конденсата в начальный период эксплуатации (с 1987г.) - 5,8 -6,0 г/м3. 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 13,0 0С/МПа; коэффициенты теплопередачи - 185 -200 кДж/м2 ч 0С .
9. Минимально необходимое давление в первичном сепараторе, для обеспечения Тнтс минус 30 0С, составляет 8,6-9,2 МПа, а для Тнтс минус 20 0С составляет 7,8-8,4 МПа 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/м3 газа сепарации.
11. В зимнее время, при температуре грунта –30 0С, газопромысловые шлейфы УКПГ-8В работают в гидратном режиме. Поэтому, для безгидратного режима работы всех шлейфов, требуется необходимость закачки метанола расходом 2,12 кг/тыс. м3. В летнее временя все шлейфы работают в безгидратном режиме.
12. Теплообменники Т-1 и Т-2 работают при условиях 10,5-10,4 МПа и 291-268 К соответственно, а температура гидратообразования составляет 294-293 К. Поэтому для предупреждения гидратообразования на НТС норма расхода метанола составила 2,37 кг/тыс. м3.
13. Количество нестабильного конденсата с одной технологической нитки составляет 130 г/м3. Причем количество нестабильного конденсата в сепараторе С-1 при давлении 9,8 МПа и температуре 296 К составляет 30 г/м3, в сепараторе С-2 при давлении 9,2 МПа и температуре 287 К составляет 40 г/м3, в низкотемпературном сепараторе С-3 при давлении 5,5-6,5 МПа и температуре 243 К составляет 50 г/м3.
14. Так как давление газоконденсатной смеси с каждым годом снижается на 0,5 - 0,7 МПа, то уже в недалеком будущем дросселирование газа будет неэффективным. Поэтому необходимо или строительство ДКС, или введение в технологическую схему холодильных машин.
Заключение
В дипломном проекте проведен краткий анализ геолого-промысловой характеристики и разработки УГКМ. Рассмотрен метод низкотемпературной сепарации газа и дан анализ действующей установки и осложнения, возникающих при ее работе. Проведен расчет сепарации газа, теплообменного оборудования, распределения температуры газа и температуры гидратообразования по длине шлейфов, расхода метанола для предотвращения образования гидратов как на НТС, так и в шлейфах. По этим расчетам были сделаны следующие выводы:
1. Выход конденсата в начальный период эксплуатации месторождения составлял 170 г/м3, в период постоянной добычи газоконденсатной смеси выход конденсата составлял 210 г/м3, а в данный период составляет 140 г/м3. Это связано с тем, что в периоде постоянной добычи газоконденсатной смеси
происходит выпадение конденсата по мере снижения давления по стволу скважины и происходит вынос конденсата на устье. В данный период происходит снижение выхода конденсата, это связано с тем, что выпадение конденсата происходит в самом пласте, что приводит к снижению содержания компонентов в исходной смеси, а также к снижению проницаемости прискваженной зоны, что приводит к уменьшению отборов газаконденсатной смеси. Рассчитанный выход конденсата превышает на 15 % промысловые данные. Это связано с тем, что расчет производится при равновесии состояния между газом и конденсатом, т. е. когда давление и температура в каждой точке газа и конденсата постоянные, что на практике такого не происходит.
2. При нормальной работе теплообменников фактическая недорекуперация (разница температур на «теплом» конце теплообменника) не должна превышать 10 0С. Общий коэффициент теплопередачи для кожухотрубчатых теплообменников «газ-газ» составляет 195,28 кДж/м2 ч 0С.
При осуществлении низкотемпературных процессов оптимальная разность температур на «теплых» концах теплообменников, определяющая потери холода, а следовательно, и энергии от недорекуперации, составляет около 5 0С.
На УКПГ валанжинских залежей Уренгойского газоконденсатного месторождения эта разность существенно выше. Низкая эффективность работы в этом случае, объясняется или перегрузкой установки по газу, или нарушением технологического регламента эксплуатации.
В процессе обработки результатов исследований режимов работы теплообменников Т-1 и Т-2 и, соответственно, определения их коэффициентов теплопередачи, неоднократно создавалась ситуация, когда коэффициенты по своей величине не укладывались в реально возможный диапазон их изменения.
Это может быть следствием влияния следующих факторов: периодические отказы в работе уровнемеров и регулирующих клапанов способствовали переполнению сепараторов и вынос у больших количеств жидкости по прямому и обратному потоку в теплообменники, возникновение вследствие неравномерности расхода газа по технологическим линиям нестационарных тепловых режимов в теплообменниках Т-1 и Т-2, обладающих большими емкостью и инерционностью системы. Проявление этих факторов вызывают значительный разнос коэффициентов теплопередачи.
Как показывают результаты проведенных исследований и расчетов, приведенных в таблицах :
- коэффициенты недорекуперации (разность температур на «теплом» конце теплообменников) составили в 2002 г. по УКПГ-1АВ 5,0 0С, по УКПГ-2В 9,0 0С, по УКПГ-5В 8,0 0С, по УКПГ-8В 4,0 0С;
- условный дроссель-эффект составил в 2002 г. по УКПГ-1АВ 1,32 0С /МПа, по УКПГ-2В 1,49 0С /МПа, по УКПГ-5В 1,15 0С /МПа, по УКПГ-8В 1,2 0С /МПа.
Влиять на улучшение работы теплообменного оборудования можно путем:
- модернизации первичных сепараторов, с целью уменьшения содержания жидкости, поступающей в теплообменники первой ступени;
- недопущения частичного загидрачивания теплообменного оборудования путем оптимальной подачи метанола (автоматизация подачи метанола), а также периодической пропаркой теплообменников в случае ухудшения их работы (наличие в них парафинов, смол и т.д.).
3. В зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствии теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными. Что касается расхода метанола для предотвращения гидратообразования на НТС, то норма расхода метанола составила:
- для Т-1- 0,532 кг/тыс. м3;
- для Т-2 – 1,120 кг/тыс. м3;
- для С-4 – 0,51 кг/тыс. м3.
Наименьшее значение расхода метанола составляет для С – 4. Это связано с уменьшением влагосодержания в исходной смеси.
4. В результате теплового расчета по шлейфам Уренгойское месторождение на 2003 год для одной длины шлейфа и расхода газа по шлейфу, моделирующим соответственно работу 4-х (с суммарным дебитом 430 тыс. м3/сут.) скважин одного куста в шлейф. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданном расходе газа в шлейфе имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола, конденсата) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20 ˚С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,5 - 0,6 0С/1000 м. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30 - минус 35 ˚С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ˚С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Уренгойского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 20 ˚С и давлении 10,6 МПа) главным образом для данных шлейфов и при температуре воздуха ниже минус 20 ˚С.
5. В результате модернизации низкотемпературных сепараторов уменьшился унос нестабильного конденсата в капельном виде с газами сепарации. В связи с этим текущие затраты уменьшились на
40400,2 тыс. руб., что способствовало на прирост прибыли и соотвественно снижению себестоимости продукции.
6. ООО «Уренгойгазпром» проводит большой комплекс мероприятий по обеспечению производственной безопасности, защите в ЧС и охране окружающей среды. Предлагаемые в дипломном проекте решения не снижают достигнутый уровень безопасности и при их внедрении будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности добычи и подготовки газа.
Список использованных источников
1. Геологический отчет УГПУ ООО «Уренгойгазпром», г.Н-Уренгой, 2000.
2. Технологический регламент УКПГ-8В г.Н-Уренгой, 2000.
3. Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях. Материалы XI-ой научно-технической конференции ООО «Уренгойгазпром» г. Н-Уренгой, 1994.
4. Анализ работы основного технологического оборудования УКПГ Уренгойского ГКМ / Ланчаков Г.А., Дудов А Н , Салихов Ю.Б. и др.// Материалы НТС РАО «Газпром» - М.: ИРЦ Газпром. - 1996. – С.119-130.
5. Богатырев Б.А. Подготовка газа и конденсата к дальнему транспорту,
М.; 1967.
6. Саркисьянц Г.А. и др. Переработка и использование газа М.; Гостоптехиздат.,1962, 218 с.
7. Данилова Г.Н. Теплообменные аппараты холодильных установок Л., Машиностроение, 1962.
8. Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС, НТЦ «Уренгойгазпром», 1986.
9. Старшов С.А. Определения расхода ингибитора гидратообразования на северных месторождениях, М.; Недра, 1999.
10. Алиев З.С., Зотов Г.Н. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных скважин и пластов. М.; Недра, 1980.
11. Под редакцией Коротаева Ю.П., Маргулова Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. М.; Недра, 1984.
12. Анализ эксплуатации технологического оборудования установок промысловой подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского ГКМ. /Фролова Л.Н., Салихов Ю.Б., Ильский О.Г. и др. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ. -1989. - (Обзорная информ. Сер. «Подготовка и переработка газа и газового конденсата», вып.3). – С.20-24 2. Повышение надежности и эффективности работы технологического оборудования УКПГ валанжинских залежей. Годовой отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром» г.Н-Уренгой, 1996.
13. Экономика в нефтегазодобывающей промышленности. М.; Недра, 1995.
14. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений, Надым, 1999 г.
15. Правила безопасности в нефтегаодобывающей промышленности. М.;1991.
16. П.В. Куцын. Охрана труда в газовой и нефтяной промышленности. М.; Недра, 1987.
