Регенерация ДЭГ. Мой Диплом 1. К защите допущен
 Скачать 1.39 Mb.
|
17 МПа, пластовая температура изменяется от 70 до 80 ℃, средний рабочий дебит – 200 тыс. м3/сут.Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Горно-нефтяной факультет Кафедра «Разработка и эксплуатация газовых и нефтегазоконденсатных месторождений К ЗАЩИТЕ ДОПУЩЕН Зав. кафедрой РГКМ, д-р техн. наук, проф. ______________________ А.И. Пономарёв ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВКИ РЕГЕНЕРАЦИИ НА ПРОМЫСЛЕ 1В ЯМБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Выпускная квалификационная работа (бакалаврская работа) по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело, профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ» Студент гр. БГГ-14-01 Р.О. Торхов Руководитель, канд. техн. наук, проф. В.В. Чеботарёв Консультант по разделу «Безопасность и экологичность проекта», канд. техн. наук, доц. Г.М. Шарафутдинова Нормоконтролер А.Р. Хамидуллина Уфа 2018 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит 96 страниц, 13 рисунков, 16 таблиц, 11 источников. МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕПАРАТОР, АБСОРБЕР, регулярная насадка, ДЭГ, УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, МАССООБМЕН Объектом исследования является эффективность работы УКПГ №3 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Цель работы заключается в том, чтобы оценить эффективность подготовки скважинной продукции на газовом промысле № 3 Ямбургского месторождения. Содержит следующие разделы: геологический, технологический, расчётный и безопасности и экологичности проекта. Геологическая часть включает сведения о месторождении, породах, газоносности, запасах газа, составе газа. В технологической части рассмотрена физико-химическая характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции и приводится описание технологического процесса и технологической схемы сбора и подготовки газа. В расчётной части проведены расчёты входного сепаратора с промывочной секцией, абсорбера тарельчатого типа и абсорбера с пластинчатой регулярной насадкой. По данным расчётам сделаны выводы по работе технологического оборудования УКПГ № 3 Ямбургского месторождения. Также в выпускной квалификационной работе рассмотрены комплексы мероприятий по обеспечению производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и охране окружающей среды. СОДЕРЖАНИЕ3 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 3 ВВЕДЕНИЕ 4 1 Геологическая характеристика месторождения 5 1.1Общие сведения 5 1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза 8 1.3 Тектоника 11 2.1 Общая характеристика производства 12 2.2 Характеристика исходного сырья, изготовляемой продукции и реагентов 13 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯАВО – аппарат воздушного охлаждения; В – выветриватель; ГВК – газо-водяной контакт; ГКМ – газоконденсатное месторождение; ГПА – газоперекачивающий агрегат; Д – десорбер; Ду – условный диаметр; ДКС – дожимная компрессорная станция; ДЭГ – диэтиленгликоль; Е – ёмкость; ЗПА – здание переключающей арматуры; КС – компрессорная станция; МФА – многофункциональный аппарат; Н – насос; НДЭГ – насыщенный диэтиленгликоль; НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения; Р – разделитель; РД – регулятор давления; РДЭГ – регенерированный диэтиленгликоль; С – сепаратор; Т – теплообменник; ТДА – турбодетандерный агрегат; УКПГ – установка комплексной подготовки газа; УППГ – установка предварительной подготовки газа; ЦОГ – цех очистки газа; ЯГКМ – Ямбургское газоконденсатное месторождение. ВВЕДЕНИЕВ течении последних тридцати пяти лет основные объёмы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Основная часть запасов приурочена к сеноманским отложениям. Промысловая подготовка газа валанжинской залежи Ямбургского месторождения осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ–1В), использующего абсорбционную технологию с применением в качестве абсорбента метанола. УКПГ представляет собой установку, содержащую оборудование по сепарации газового потока от капельной жидкости и механических примесей, по осушке газа от водяных паров и оборудование регенерации абсорбента. Основным аппаратом в установке осушки газа является абсорбер, осушка газа в котором происходит в результате контакта между поднимающимся снизу вверх газом и стекающим с тарелки на тарелку сверху вниз жидким поглотителем влаги (водяных паров) – абсорбентом. На сегодняшний день время в нефтяной и газовой промышленности в качестве абсорбентов широко используют гликоли. Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ работы УКПГ № 3 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Необходимо провести технологический расчёт сепаратора с промывочной секцией, технологический и гидравлический расчёт массообменных секций абсорберов осушки газа гликолем с применением пластинчатых регулярных насадок, а также абсорберов тарельчатого типа. На основании данных расчётов сделать соответствующие выводы об эффективности подготовки скважинной продукции. Также в выпускной квалификационной работе необходимо рассмотреть комплекс мероприятий по обеспечению производственной безопасности, защиты в ЧС и охране окружающей среды. 1 Геологическая характеристика месторождения Общие сведения Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове - территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом является вахтовый п. Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также круглогодично вертолетами. Обзорная карта района Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения представлена на рисунке 1.1. Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года - январь, морозы достигают минус 50 ‒ минус 59 °С, средняя температура воздуха зимой минус 24 – минус 26 оС. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2,0 м, на водоразделах 0,6 – 0,8 м. Наиболее теплый месяц в году – август, средняя летняя температура воздуха 6,5 – 9 оС.   Рисунок 1.1 – Обзорная карта Ямбургского месторождения Средняя годовая температура воздуха составляет минус 10 – минус 11 оС. Осадков выпадает 300-500 мм в год, около 70 % их приходится на летние месяцы. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября. Среднегодовая скорость ветра 5 – 7 м/сек, максимальные скорости могут превышать 40 м/сек. Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям [1]. 1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза На Ямбургском месторождении разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м. И представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Сводный литолого-стратиграфический разрез Ямбургского месторождения приведен на рисунке 2. Меловая система. Нижний мел. В нижнемеловых отложениях выделяются мегеонская (валанжин), вартовская (верхний валанжин - баррем) и покурская (апт–синоман) свиты. Мегионская свита представлена аргиллитами серыми и темно-серыми гидрослюдистыми, обычно неслоистыми с прослоями алевролитов и песчаников серых и светло-серых, глинистых, иногда известковистых. Мощность отложений составляет 315 – 360 м. Вартовская свита подразделяется на две подсвиты – нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена ритмичным чередованием выдержанных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с преобладанием последних в нижней части. Мощность подсвита изменяется от 420 до 470 м. Верхняя подсвита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, невыдержанных по площади и разрезу. Мощность подсвита 395 – 430 м. Для свиты характерно увеличение содержания глин в западном погружении. Общая мощность составляет 815 – 900 м. Нижний мел – Верхний мел. Покурская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин. Песчаники серые, светло-серые, аркозовые, кварц-полевошпатовые, глинистые, сцементированные глинистым, отдельными прослоями карбонатным цементом. Алевролиты серые, темно-серые, глинистые, крепко сцементированные с прослоями глин. Глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, алевритистые. Для разреза характерно обогащение углистым детритом. С верхней частью покурской свиты связана сеноманская залежь газа. Мощность свиты колеблется от 944 до 1065 м.  Рисунок 1.2 – Геологический разрез нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения (по данным ООО «Газгерс») Верхний мел. Отложения верхнего мела по мимо верхней части покурской свиты (сеноман) заключают: кузнецовскую, березовскую и ганъкинскую свиты. Кузнецовская свита представлена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллито подобными, нижней части битуминозными с включениями остатков фауны. Мощность свиты 45 – 80 м. Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми и опоковидными, алевритистыми с маломощными прослоями алевролитов и песчаников. В верхней части отмечается прослой черных плотных кремнистых пород. Мощность подсвиты 156 – 240 м. Верхняя подсвита представлена глинами темно-серыми, алевритистыми, плитчатыми, слабо опоковидными, с тонкими прослоями алевролитов и известняков. Мощность подсвиты 114 – 225 м. Общая мощность свиты 270 – 455 м. Ганъкинская свита сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, слюдистыми, плотными с тонкими прослоями сидеритов, алевролитов. Мощность свиты 200 – 280 м. Палеогеновая система. Отложение палеогеновой системы подразделяет на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты. Тибейсалинская свита сложена песками серыми и светло- серыми, кварцевыми, преимущественно мелкозернистыми с прослоями глин серых, темно-серых, алевритистых, сильно слюдистых с небольшими прослоями бурого угля. В нижней части преобладают глинистые породы. Мощность свиты 275 – 290 м. Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевритистыми, в верхней части диатомовыми. Мощность свиты 175 – 210 м. Четвертичная система. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина до 145 м [1]. 1.3 Тектоника Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам и данным бурения. По кровле отражающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание. Размеры поднятия 55 × 47 км, амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями – Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами. Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками. Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности равен 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3 10-3 мкм2. По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан – 93,4 – 99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1 – 0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот 0,41 – 2,26 %; углекислый газ 0,04 – 1,17 %; аргон 0,01 – 0,03 %; гелий 0,08 – 0,019 %; водород 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху – 0,562. Среднее значение теплотворной способности – 7898 кДж/м3. Среднекритическое давление – 4,63 МПа. Средне-критическая температура – 190,49 К [1]. 2 Физико-химическая характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции 2.1 Общая характеристика производства ГП–1В входит в состав газовых промыслов валанжинской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения и расположен на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Проектная производительность ГП-1В составляет 21 млрд.м3/год газа. Отбор нестабильного газового конденсата при этом составляет | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Метан | 93,49 ± 0,13 |
| Этан | 4,29± 0,17 |
| Конец таблицы 2.1 | |
| Пропан | 1,19 ± 0,07 |
| Изобутан | 0,14 ± 0,009 |
| Н-бутан | 0,111 ± 0,007 |
| Изопентан | 0,0197 ± 0,0014 |
| Н-пентан | 0,0142 ± 0,0011 |
| Гексаны | 0,0089 ± 0,0008 |
| Гептаны | 0,0057 ± 0,0006 |
| Октаны | 0,0023 ± 0,0004 |
| Гелий | 0,0073 ± 0,0007 |
| Водород | 0,0028 ± 0,0004 |
| Углекислый газ | 0,327 ± 0,021 |
| Азот | 0,393 ± 0,017 |
| Кислород | 0,0046 ± 0,0015 |
Таблица 2.2 – Состав механических примесей (% массовых)
| Окислы железа | 25…30 |
| Кремнезём | 60…70 |
2.2.2 Характеристика изготовляемой продукции
Товарной продукцией, получаемой на ГП-1В являются:
– природный газ, осушенный и очищенный от механических примесей соответствующий СТО 089-2010 Газпром;
– нестабильный газовый конденсат, соответствующий СТО 089-2010 Газпром.
Готовая продукция по подземным трубопроводам направляется к потребителям. Для предотвращения растепления вечномёрзлых грунтов проектом предусмотрена подача товарной продукции в подземные трубопроводы с температурой минус 2 – минус 5оС.
Товарный газ – это смесь углеводородов, имеющая состав, % в объёмных:
СН4 – 93,21 iС5 – 0,01
С2Н6 – 4,22 nС5 – 0,01
С3Н8 – 1,24 С6+ - 0,04
iС4 – 0,15 СО2 – 0,31
nС4 – 0,10 N2 – 0,71
Температура точки росы при 5,5 МПа:
по влаге – не выше минус 25оС;
по углеводородам – не выше минус 20оС.
Относительная плотность по воздуху – 0,55.
Нестабильный газовый конденсат представляет собой жидкость, состоящую из смеси углеводородов, имеющую состав, % в массовых:
СН4 – 3,73 iС5 – 5,69
С2Н6 – 4,86 nС5 – 5,52
С3Н8 – 11,40 С6+ - 55,78
iС4 – 6,17 nС4 – 6,85
не смешивающуюся с водой, обладающую высокой испаряемостью. Легко воспламеняется при нормальных условиях, токсичен.
Физико-химические характеристики конденсата:
Плотность, кг/м3 – 620 – 645
Молекулярная масса – 68,5 – 72,5
Вязкость, м2/сек:
– при 0 оС – 0,47 10-6;
– при 10 оС – 0,392 10-6
Температура вспышки паров – плюс 30оС
Температура самовоспламенения – плюс 380оС [2].
2.2.2 Характеристика реагентов, используемых в производстве
В качестве ингибитора гидратообразования принят метанол Физико-химическая характеристика:
Химическая формула – СН3ОН;
Молекулярный вес – 32,04 кг/моль;
Плотность при 20оС – 0,79 кг/м3;
Температура кипения, оС – плюс 64,7;
Температура замерзания, оС – минус 97,1;
Температура плавления, оС – минус 93,9;
Температура вспышки, оС – плюс 16;
Температура воспламенения, оС – плюс 130 (ГОСТ 6995-77);
Температура самовоспламенения, оС – плюс 436;
Упругость паров при 20оС, мм рт.ст. – 89,0.
Метанол – бесцветная, легковоспламеняющаяся, ядовитая жидкость, смешивающаяся с водой в любых соотношениях [2].