Курсовой. Курсовой проект по дисциплине Обустройство нефтегазовых месторождений на тему Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.16 Mb.
|
1 2  Лист Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Институт нефти, газа и энергетики Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна Направление подготовки: 21.03.01- «Нефтегазовое дело» Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине: «Обустройство нефтегазовых месторождений» на тему: «Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений» Выполнил студент Авидзба А.Б. 4 курса группы18-НБ-НД2 Допущен к защите______________________________________ Руководитель проекта ___________________________/Е.П.Запорожец/ (подпись, дата) Защищен___________________ Оценка_____________________ (дата) Члены комиссии __________________________________/Н.А.Шостак/ __ ____________________________/К.Э.Джалалов/ (подпись, дата) Краснодар 2022 г. Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Институт нефти, газа и энергетики Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна Направление подготовки: 21.03.01- «Нефтегазовое дело» Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» УТВЕРЖДАЮ И.о. зав. кафедры , профессор ___________Г.Г.Гилаев «____»_____________2022 г. ЗАДАНИЕ на курсовой проект Студенту: Авидзба А.Б. 4 курса группы 18-НБ-НД2 Тема проекта: «Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений» (утверждена указанием директора института №______ от ________20__г. Объем проекта: а) пояснительная записка стр. б) графическая часть: ________ Рекомендуемая литература: 1) Запорожец Е.П., Антониади Д.Г., Зиберт Г.К. и др. Регулярные процессы и оборудование в технологиях сбора, подготовки и переработки нефтяных и природных газов. Учебное пособие. – Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2012. – 620 с. 2) Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – ТИД "Альянс", 2005. – 135 с. 3) Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Чеботарев В.В. и др. Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование. Учебное пособие, 2002. – 555 с Срок выполнения: с г. по г. Срок защиты: с г. Дата выдачи задания: г. Дата сдачи проекта на кафедру: г. Руководитель проекта: ________________________/ Е.П.Запорожец / Задание принял студент ____________________/А.Б. Авидзба/ (подпись, дата, расшифровка подписи)  РефератКурсовой проект: 33 страниц, 6 рисунков, 6 таблиц, 7 источников использованной литературы, иллюстративная часть - 1 лист формата А1. ГАЗОНОСТНОСТЬ, КОМПЛЕКСНЫЙ СБОРНЫЙ ПУНКТ ГАЗА, ОБУСТРОЙСТВО, ПОДГОТОВКА ГАЗА, СЕПАРАТОР ГАЗА, СКВАЖИНА, ТЕХНОЛОГИЯ. В курсовом проекте приведены расчеты инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа (конденсата) и пластовой воды, а также технологических установкам, оборудованию и аппаратуре для промысловой подготовки нефти и газа к транспорту или использованию на собственные нужды промысла. Содержани Введение 6 1 Теоретическая часть 7 1.1 Краткий физико-географический очерк района 7 1.2 Анализ системы сбора и подготовки газа 9 1.2.1 Система сбора газа 9 1.2.2. Технология подготовки газа 9 2 Практическая часть 13 2.1 Расчет напорного нефтепровода 13 2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды 16 2.3 Расчет технологических параметров абсорбционной осушки газа 20 Заключение 33 Список использованной литературы 34 Введение 6 1 Теоретическая часть 7 1.1 Краткий физико-географический очерк района 7 1.2 Анализ системы сбора и подготовки газа 9 1.2.1 Система сбора газа 9 1.2.2. Технология подготовки газа 9 2 Практическая часть 13 2.1 Расчет напорного нефтепровода 13 2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды 16 2.3 Расчет технологических параметров абсорбционной осушки газа 21 Заключение 32 Список использованной литературы 33 Введение Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части полуострова Ямал и является базовым месторождением этого района. Оно входит в состав так называемой Бованенковской группы газоконденсатных месторождений, в которую входят еще крупные Харасавэйское и Крузенштерновское месторождения, в настоящее время наиболее подготовленые к освоению, с крупными суммарными запасами газа и конденсата. Район месторождения характеризуется суровыми природно-климатическими условиями, наличием толщи многолетнемерзлых пород мощностью до 300 м, что усложняет его промышленное освоение. Лицензия на добычу газа из залежей Бованенковского месторождения и геологическое изучение нижележащих отложений, с последующей их разработкой, принадлежит ООО «Газпром добыча Надым». В 2003 году ВНИИГАЗом, при участии ТюменНИИгипрогаза, были разработаны коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, которыми рекомендован к внедрению вариант I разработки этих залежей с годовым отбором газа на период постоянной добычи 115 млрд. м3 На разных этапах проектирования по Бованенковскому НГКМ проработаны варианты разработки сеноман-аптских отложений на годовые отборы газа - 160, 115 и 85 млрд.м3 и по ранее принятым проектным решениям на месторождении отсыпано семь кустовых площадок и пробурено 60 скважин - 50 эксплуатационных, 7 наблюдательных, 3 ликвидировано. В 2013 г. Бованенковское месторождение введено в промышленную разработку. 1 Теоретическая часть 1.1 Краткий физико-географический очерк района Бованенковское НГКМ расположено в северо-западной части полуострова Ямал в 450 км к северу от г. Салехард. В административном отношении месторождение находится в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Рис. 1.1. Обзорная карта газовых и нефтяных месторождений севера Тюменской области Территория месторождений расположена в зоне с суровыми климатическими условиями, которые характеризуются холодной продолжительной (около девяти месяцев) зимой с сильными ветрами, частыми метелями и прохладным коротким (около двух месяцев) летом с моросящими осадками. Наиболее теплыми месяцами считаются июль и август со значениями средних многолетних температур воздуха от +5,5С до +6,9С. Среднемноголетние амплитуды температур воздуха составляют порядка 30С (табл.1.). Абсолютный минимум температуры воздуха составляет -52С, абсолютный максимум +30С. Переход суточных температур через 0С осенью обычно происходит во второй половине сентября, когда ложится снег, и формируется ледовый покров на озерах. Весенняя инверсия среднесуточной температуры воздуха, как правило, отмечается в конце мая - начале июня. Летом дневные температуры воздуха обычно варьируют в пределах 10-15С. На этом, типичном для района, фоне начиная с 1988 года был выделен ряд лет с аномально теплыми погодными условиями в июле, когда в течение 7-12 дней дневной максимум достигал 25-28С. Кроме того, различными исследователями начиная с середины 60-х годов на севере России повсеместно отмечается климатическое потепление, связанное с повышением температур воздуха зимнего периода. Территория месторождения - это плоская аккумулятивно-эрозионная равнина, которая расчленена речной и овражной сетью, сильно заозерена и заболочена. Абсолютные отметки поверхности - от 0,5-3 м на низких поймах до 41-45 м на местных водоразделах. Равнина имеет двухступенчатое строение: верхняя ступень представлена останцами III морской верхнеплейстоценовой террасы и надпойменных верхнеплейстоцен-голоцено-вых террас, а нижняя ступень - плоскими поверхностями пойм рек Надуйяхи, Сеяхи, Мордыяхи. 1.2 Анализ системы сбора и подготовки газа 1.2.1 Система сбора газа Для размещения 743 эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении необходимо отсыпать 56 кустовых площадок, обеспечивающих расположение от 7 до 21 скважины в кусте с расстоянием между устьями 20 м. Строительство кустовых площадок ведется на основе изыскатальских работ (бурение параметрических скважин с отбором керна и его исследованием). Кустовые площадки располагаются на участках с льдистостью до 40% верхней части многолетнемерзлых пород. Кустовые площадки переносятся при наличии на проектных участках пластовых или линзовидных тел льда, с льдистостью более 40%. Предусмотрено осуществлять подвеску НКТ до кровли продуктивного пласта. Рекомендована пакерная схема эксплуатации скважин. Беспакерная схема требует согласования в органах Госгортехнадзора РФ. Фонтанные арматуры скважин ориентированы вдоль линии расположения скважин (направления движения станка). 1.2.2. Технология подготовки газа Ниже рассмотрены возможные технологии подготовки газа к транспорту с позиции целесообразности их использования в условиях Бованенковского месторождения. Абсорбционная осушка газа не может быть использована на газовых промыслах ямальских месторождений. Адсорбционная осушка в сочетании с СОГ и применением комбинированного адсорбента способна обеспечить выполнение всех требований к подготовке газа. Низкотемпературная сепарация (НТС) также обеспечивает выполнение всех требований, предъявляемых к технологии подготовки газа. Она имеет несколько модификаций, общим требованием для которых является высокая эффективность сепарации в концевом низкотемпературном сепараторе: капельный унос жидкой фазы не должен превышать 2…5 мг/м3. Технологии НТС с ТДА обладают высокой степенью готовности к реализации, поскольку на газодобывающих промыслах накопился многолетний положительный опыт эксплуатации низкотемпературных технологий и турбохолодильной техники. Технология принята к реализации на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях решением № 7 экспертизы РАО ”Газпром” от 13.10.93 г. и включена в “Коррективы ТЭО обустройства Бованенковского и Харасавэйского месторождений”, выполненного ЮЖНИИГИПРОГАЗом в 1993 году. Пластовый аптский газ в начальный период эксплуатации (8 лет) дросселируется до давления 8,5 МПа и, пройдя сепаратор С-1, направляется на установку адсорбции. При падении давления перед УКПГ ниже 8,5 МПа на 9-м году вводится I-я очередь дожимной компрессорной станции (6 ГПА единичной мощностью 16 МВт). Ввод II-ой очереди ДКС (6ГПА) - на 18 году. Содержание “тяжелых” углеводородов в пластовом газе принято равным 2,5 г/м3. Для обеспечения транспорта газа в "сухом" режиме количество конденсата, извлекаемого в адсорбере, составляет около 1,5 г/м3. “Сырой” газ проходит сверху вниз через адсорбер, где из него удаляется вода, метанол (при наличии) и углеводородный конденсат, очищается от унесенных твердых частиц в фильтре Ф-1 и направляется на охлаждение в СОГ и далее, с давлением 7,5 МПа и температурой минус 2 … 7°С. - в магистральный газопровод. Часть осушенного и отбензиненного газа (15%) дожимается компрессором Кр-1 на 0,3 МПа нагревается в печи П-1 до 290°С и подается снизу вверх для нагрева адсорбера, находящегося в стадии регенерации, и удаления адсорбированных компонентов из адсорбента. Затем охлаждается в воздушном холодильнике Вх-1, отделяется от сконденсированной жидкости в сепараторе С-2 и возвращается на повторную адсорбцию с потоком “сырого” газа. В стадии охлаждения скомпримированный газ проходит адсорбер сверху вниз, охлаждается в АВО, сепарируется и также возвращается на адсорбцию. В связи с тем, что пропан-бутановые холодильные установки выпускаются с приводом от газовой турбины мощностью 8000 кВт (НК14-СТ), целесообразно делать единую станцию охлаждения газа на весь объем обработки. Варианты технологии НТС. Сырой пластовый газ поступает в сепаратор 1 ступени С-1, где отделяется метанольная вода и конденсат, которые сбрасываются в разделитель Р-1. Отсепарированный газ поступает в теплообменник Т-1, где охлаждается встречным потоком холодного газа, идущего из низкотемпературного сепаратора С-3. Часть отсепарированного газа из сепаратора С-1 идет на ДКС, для повышения давления и затем смешиваясь с остальным отсепарированным газом охлаждается в воздушном холодильнике, перед которым в поток газа впрыскивается метанол для предотвращения гидратообразования и далее также поступает в теплообменник Т-1. После теплообменника Т-1 охлажденный газ поступает в промежуточный сепаратор С-2 для отделения сконденсирвавшихся воды и конденсата. Из промежуточного сепаратора С-2 газ поступает на турбину турбодетандерного агрегата, где путем политропического расширения на лопатках турбины достигается его глубокое охлаждение. Полученная на турбине работа передается на вращение компрессора К. Осушенный в С-3 до точки росы ниже минус 20оС холодный газ проходит теплообменники Т-2 и Т-1 и поступает на прием компрессора турбодетандерного агрегата, где его давление повышается выше давления магистрального газопровода, охлаждается в воздушном холодильнике и в теплообменнике Т-2 после хозрасчетного измерения расхода отправляется в магистральный газопровод.  Рисунок 1.2 Принципиальная схема НТС СД Промысловую подготовку газа к дальнему транспорту рекомендуется осуществлять на трех УКПГ по технологии низкотемпературной сепарации среднего давления. Предлагаемая технология позволяет осуществить однофазность транспортирования продукции за счет высокой эффективности сепарации (унос жидкости до 2 мг/м3) и использование только двух реагентов. 2 Практическая часть 2.1 Расчет напорного нефтепровода Центробежными насосами по нефтепроводу длиной L=1,5 км перекачивается нефть с расходом Q=350 т/сут относительной плотности  =0,82 кинематической вязкостью  =32 дСт. Разность нивелировочных отметок между начальным и конечным пунктами hст=6 м. Режим перекачки t=20 часов в сутки. Необходимо определить диаметр трубопровода, давление в насосах и мощность их двигателей. Решение: Определяем часовое количество перекачиваемой нефти (м3) по формуле:  (1)Расчетная площадь сечения трубы,  : где  – приближенная скорость движения нефти в зависимости от кинематической вязкости определяется приведенной таблице 2.1.Таблица 2.1 – Оптимальные средние скорости движения жидкости в зависимости от вязкости
Так как вязкость нефти =32дСт=3,2  , то согласно таблице 2.1 получаем скорость при нагнетании =0,8 м/с. Тогда получаем: Диаметр трубы определяется по формуле, м:  Согласно ГОСТ 8732-78 принимается ближайший больший диаметр трубы – 108 мм с толщиной стенки 4 мм. Внутренний диаметр такой трубы равен 100 мм. Определяем площадь сечения трубы:  Средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с:  Определяем число Рейнольдса:  Так как Re=197 < 2320, то режим течения жидкости ламинарный. Определим гидравлический уклон для ламинарного режима:  Потери напора на трение по длине трубопровода, м:  Общая потеря напора в трубопроводе с учетом разницы нивелирных отметок, м:  Давление в насосе, МПа:  Необходимая мощность двигателя насоса, кВт:  где  =0,75 – КПД насоса; Таким образом, мощность двигателя насоса должна будет составлять 20 кВт. 2.2 Расчет процесса разделения нефти, газа и воды Сепарационный установки предназначены для отделения газа от нефти как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения газа и воды. При проектировании сепарационных установок должны учитываться следующие требования: использование сборных трубопроводов для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения; обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси; использование технологических методов воздействия при сепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами; блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок; отделение газа от капельной жидкости. Технология первичной подготовки нефти, воды и газа базируется на их физическом отделении друг от друга. 1 2 | ||||||||||||||||||
