система неф. Реферат по разработке и Эксплутации Нефтегазовых месторождениий
 Скачать 94.34 Kb.
|
|
ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА «МУРАВЛЕНКОВСКИЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ» (Филиал ГБПОУ ЯНАО «Муравленковский многопрофильный колледж» в г.Губкинском) РЕФЕРАТ ПО Разработке и Эксплутации «Нефтегазовых месторождениий»: Система подготовки попутного нефтяного газа Выполнил: студент 4 курса, группы РиЭНиГМ-18 Зюзюков Адиль Проверил: Оценка «____» ____________ «___»_____________ 2022г ГУБКИНСКИЙ,2022 Содержание 1.Введение и описание установки 2.Назначение 3.Устройство и принцип работы 4. Расчет материального баланса 5 Ступени сепарации 6. ПНГ надо использовать максимально 7. Особенности компримирования низконапорного газа 8. Испытанный опыт - путь к успеху Вывод: 9. Список используемой литературы 1.Введение и описание установки Попутный нефтяной газ - смесь углеводородов, получаемых при добыче и сепарации нефти. Это побочный продукт нефтедобычи, состоящий из метана, этана, пропана, изобутана, бутана. Попутно нефтяной газ может включать также другие примеси различного состава и фазового состояния. ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих углеводороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Основными путями утилизации ПНГ являются переработка на ГПЗ, генерация электроэнергии, сжигание на собственные нужды, закачка обратно в пласт для интенсификации нефтеотдачи (поддержание пластового давления), закачка в добывающие скважины - использование "газлифта". Так как ПНГ имеет высокую теплотворную способность он является важным сырьем для энергетики. В данной работе сжигание ПНГ используется для отопительной системы, горячего водоснабжения и вентиляции. По типу источника нагрева используется газовый котел марки RS-D попутный нефтяной газ утилизация 2.Назначение Котлы серии RS-D являются водогрейными водотрубными котлами гидронного типа с газоплотной топкой, работающими на попутно нефтяном, природном, сжиженном газе. Сферы применения: системы отопления и вентиляции, горячее водоснабжение промышленных, административных, коммунально-бытовых и сельскохозяйственных объектов, обеспечение тепловой энергией технологического оборудования. Котлы RS-D производятся серийно в диапазоне номинальной мощности от 250 кВт до 10000 кВт. Котлы RS-D имеют устойчивые несущие опоры и могут быть установлены на ровном прочном полу без дополнительного фундамента. Особенности специальная "прощающая" конструкция теплообменника, свободно плавающего в каркасе котла, предусматривает возможность резкого охлаждения и нагрева без возникновения механических напряжений; эффективная циркуляция теплоносителя по топочным трубам со скоростью 2 м/сек увеличивает интенсивность теплообмена примерно в 8 раз; благодаря высокой скорости циркуляции воды, в топочных трубах создается турбулентный поток, который в несколько раз снижает отложения накипи на стенках труб; благодаря применению в топке поперечно-оребренных труб, котел имеет относительно малый вес и низкую тепловую инертность; исключительно малый водяной объем делает котел более безопасным при превышении рабочего давления или при перегреве воды; низкое сопротивление газового тракта позволяет расширить диапазон регулирования горелочного устройства; большой объем топки и низкое тепловое напряжение топочного пространства позволяют поддерживать низкие выбросы CO2 все сварные швы на топочных трубах вынесены за пределы топки, что облегчает доступ к ним при ремонте котла; передняя крышка с установленной на ней горелкой может открываться по необходимости вправо или влево, что обеспечивает удобство в обслуживании котла 3.Устройство и принцип работы Котлы серии "RS-D" являются водогрейными котлами с водотрубным скоростным теплообменником. Котлы относятся к классу гидронных, т.е. скорость воды в трубах теплообменника, образующих топку, достигает 2 м/сек. Топка котла образована горизонтальными оребренными трубами, расположенными по окружности и соединенными в змеевик.  - патрубок выхода теплоносителя; 2 - патрубок входа теплоносителя; 3 - выход отработавших газов; 4 - декоративный кожух; 5 - теплоизоляция; 6 - каркас; 7 - теплообменник; 8 - плита передняя; 9 - плита задняя; 10-крышка. В одном котле, в зависимости от типоразмера, расположено от 1 до 6 параллельных змеевиков. Задняя торцевая стенка топки выполнена в виде плоской плиты с цилиндрической водяной камерой, разделенной по окружности на две отдельные полости, в нее врезаны все трубы теплообменника и патрубки входа и выхода воды. Передняя торцевая стенка топки выполнена в виде плоской плиты с расположенной на ней неохлаждаемой открывающейся крышкой. Крышка изнутри защищена огнеупорным материалом.  Для улучшения омывания дымовыми газами и увеличения интенсивности теплопередачи, снаружи на оребренные трубы топки установлены газовые рассекатели, представляющие собой профильные пластины из жаропрочной стали. Таким образом, топка котла снаружи заключена в герметичный газовый короб. Продукты сгорания из топки котла проходят между оребренными экранными трубами, отдавая им тепло, и попадают в газовый короб, откуда удаляются через газоход. Отличительной особенностью данного котла от водотрубных котлов других производителей является то, что благодаря применению оребренных труб - удалось объединить радиационную и конвективную поверхности нагрева в одно целое, что позволило уменьшить металлоемкость, существенно снизить вес котла и его размеры. Относительно малый вес и размеры делают котел незаменимым при установке его в блочно-модульных котельных, где габариты и вес имеют решающее значение. Специальная "прощающая" конструкция теплообменника, свободно плавающего в каркасе котла, предусматривает возможность резкого охлаждения и нагрева без возникновения механических напряжений. Трубы теплообменника выполнены в виде змеевиков, жестко закрепленных только на задней стенке котла, тепловое расширение труб происходит свободно в сторону передней части котла, повороты труб дополнительно компенсируют возможные тепловые перекосы. Повороты труб вынесены за пределы топки, для облегчения доступа к сварным швам при ремонте. По сравнению с жаротрубными реверсивными котлами, топка нашего котла имеет меньшее аэродинамическое сопротивление, так как не все дымовые газы возвращаются назад к передней стенке, а уходят сразу в газоход по всей площади топки, что позволяет подбирать горелки меньшего типоразмера и снижать уровень шума при работе горелки на полной мощности. 4.Расчет материального баланса Таблица 1 Расчет статьи прихода: Приход Название Формула % об. V м3/ч n (к моль) m (кг) О2, кмоль О2, кг Вода (18) Н2О 2,6 52 2,321 41,778 Азот+редкие (28) N2 2,5 50 2,232 62,496 Метан (16) CH4 48 960 42,857 685,712 85,714 Этан (30) C2H6 18 360 16,071 482,130 56,249 1799,968 Пропан (44) C3H8 15 300 13,393 589,292 66,965 2142,880 Изобутан (58) C4H10 2 40 1,786 103,588 11,609 371,488 н-бутан (58) C4H10 3,3 66 2,946 170,868 19,149 612,768 Изопентан (72) C5H12 1,5 30 1,339 96,408 10,712 342,784 н-пентан (72) C5H12 1,5 30 1,339 96,408 10,712 342,784 Гексаны (86) C6H14 1 20 0,893 76,798 8,484 271,488 Гептаны (100) C7H16 0,5 10 0,446 44,600 4,906 156,992 Октаны (114) С8Н18 0,1 2 0,089 10,146 35,600 Нонаны (129) С9H20 0,1 2 0,089 11,392 1,246 39,872 Итого: 100 1922 2471,616 276,8585 8859,472 Уравнения реакции: CH4 + 2O2 = CO2 + 2Н2О, C2H6 + 3.5O2 = 2CO2 + 3Н2О3H8 + 5O2 = 3CO2 + 4Н2О, i-C4H10 + 6.5O2 = 4CO2 + 5Н2ОC4H10 + 6.5O2 = 4CO2 + 5Н2О, i-C5H12+ 8O2 = 5CO2 + 6Н2ОC5H12+ 8O2 = 5CO2 + 6Н2О, C6H14 + 9.5O2 = 6CO2 + 7Н2О7H16 + 11O2 = 7CO2 + 8Н2О, С8Н18 + 12.5O2 = 8CO2 + 9Н2О С9H20 + 14O2 = 9CO2 + 10Н2О С помощью них рассчитываем теоритическое количество и массу кислорода нужного для поддержания горения: По уравнению 1 следует, что n (CH4) =2n (O2) =41,778*2=85,714кмоль (O2) =85,741*32=2742,848кг По уравнению 2 следует, что n (C2H6) =3,5n (O2) =16,071*3,5=56,249кмоль (O2) =56,249*32=1799,968кг По уравнению 3 следует, что n (C3H8) =5n (O2) =13,393*5=66,965кмоль (O2) =66,965*32=2142,88кг По уравнению 4 следует, что n (i-C4H10) =6,5n (O2) =1,786*6,5=11,609кмоль (O2) =11,609*32=371,488кг По уравнению 5 следует, что n (O2) =2,946*6.5=19,149кмоль(O2) =19,149*32=612,768кг По уравнению 6 следует, что n (O2) =1,339*8=10,712кмоль (O2) =10,712*32=342,784кг, уравнение 7 аналогично. По уравнению 8 следует, что n (O2) =9,5*0,893=8,484кмоль (O2) =8,484*32=271,488кг По уравнению 9 следует, что n (O2) =11*0,446=4,906кмоль (O2) =4,906*32=156,992кг По уравнению 10 следует, что n (O2) =0,089*12,5=1,1125кмоль (O2) =1,1125*32=35,600кг По уравнению 11 следует, что n (O2) =0,089*14=1,246кмоль (O2) =1,246*32=39,872 Всего n (O2) =276,8585кмоль, m (O2) =8859,472кг Данные заносятся в таблицу 1. 5. Ступени сепарации Для извлечения ПНГ используются сепараторы различных типов (в основном горизонтальные цилиндрические). На объектах подготовки нефти и газа сепарация нефти, как правило, осуществляется в несколько этапов (ступеней). Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определённом давлении и температуре. Многоступенчатая сепарация позволяет получить более стабильную нефть, нежели одноступенчатая. Количество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств добываемой нефти, пластового давления, обводнённости и температуры флюида, а также требований, предъявляемых к товарной нефти. Эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений лёгкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин. Регулируемые давление и температура создают условия для более полного отделения газа от нефти. Давление на сепараторе 1-й ступени всегда больше, чем на сепараторах 2-й и последующих ступеней. Показатели давления на ступенях сепарации зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти. Выделяемый газ требует специальной подготовки и применения соответствующего технологического оборудования. Как правило, подготовка ПНГ включает следующий комплекс мероприятий: осушка; удаление механических примесей; сероочистка; отбензинивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше); удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода); охлаждение; компримирование. Подготовленный попутный газ обычно распределяется следующим образом (рис.1). Часть его идёт на собственные нужды промысла - подается на подогреватели нефти, применяется в качестве топлива для газопоршневых или газотурбинных электростанций, котельных. Другая часть транспортируется стороннему потребителю, например, на газоперерабатывающий завод с целью получения продуктов газохимии (если ГПЗ находится в районе добычи нефти). Используется ПНГ и для обратной закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи (система «газлифт»). 6.ПНГ надо использовать максимально Еще недавно вышеописанная схема отображала исключительно использование ПНГ 1-й ступени сепарации. Попутный газ 2-й и последующих ступеней, как правило, в полном объеме направлялся в факельную линию для сжигания. Причина в том, что газ с последних ступеней является самым сложным в подготовке для дальнейшего применения. Такой ПНГ по плотности и содержанию компонентов С3+выше значительно «тяжелее» газа 1-й ступени. Например, плотность газа 2-й ступени может превышать 1700 г/м3, а содержание С3+выше - 1000 г/м3. Соответственно, количество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ 2-й и последующих ступеней гораздо больше, в сравнении с тем же показателем в газопроводе 1-й ступени. Газ концевых ступеней отличается также повышенным содержанием механических примесей и капельной влаги. Плюс к этому - его обязательно необходимо компримировать. То есть, рациональное использование ПНГ последних ступеней требует создания дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки, что повышает себестоимость попутного газа и снижает рентабельность промыслов. Поэтому многие добывающие компании шли на затраты крайне неохотно, а зачастую вынужденно устранялись от задачи рационального использования такого ПНГ. Ситуация стала меняться с января 2009 года, когда правительство определило жесткий норматив использования попутного нефтяного газа на уровне 95%. Вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно. Однако срабатывают не только экономические санкции. Копоть от горящих факелов очерняет репутацию нефтяных компаний. Поэтому с каждым годом возрастает число промыслов, где не только экономят на штрафах и компенсационных выплатах, но и извлекают прямую экономическую выгоду из рационального использования ПНГ. Для таких рачительных экологосберегающих компаний на приоритетном месте находится и забота о собственном профессиональном престиже в глазах государства и общества. Сегодня в условиях падения добычи нефти на многих месторождениях особое значение приобретает максимальное использование попутного газа последних ступеней сепарации. Именно этот газ занимает значительную долю в потерях ПНГ. Учитывая это, нефтегазодобывающие компании пристальное внимание обратили на современные технологические возможности его рационального использования. И те, кто уже предпринял необходимые усилия, на деле убедились в правильности своего решения. Компримирование - важный этап подготовки низконапорного ПНГ Отметим еще один важный фактор: попутный нефтяной газ 2-й и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственного давления, которое не превышает 0,4-0,5 МПа, недостаточно для транспортировки ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или для закачки в трубопровод до головной компрессорной станции, обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю. 7.Особенности компримирования низконапорного газа Для компримирования ПНГ последних ступеней сепарации используются, как правило, ДКУ и ВКУ на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Рассмотрим решение некоторых проблем, возникающих при компримировании низконапорного газа. * Необходимость доочистки тяжелого (жирного) ПНГ. Несмотря на то что в компрессорную установку (КУ) зачастую поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации высокоэффективных КУ. Требуется дополнительная комплектация системы фильтрации, которая расширяет возможности основных её элементов (газомасляного сепаратора и коалесцентных фильтров): Риск конденсатообразования. Работа компрессорных установок на тяжелом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования внутри системы. При этом возникает две проблемы: 1) растворение в масле большого количества углеводородов, ведущее к повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке; 2) образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, которое приводит к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие одного килограмма газа. Задача решается следующим способом: - проводится детальный анализ компонентного состава газа и расчеты в специальной программе, создающей теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить такие параметры расширения рабочего диапазона температур масла и газа, которые позволяют превысить точку образования росы для перекачиваемого газа; - в маслосистеме КУ используется более вязкое масло. * Негативное влияние крайне низкого давления ПНГ, приближенного к вакууму (0,001…0,01 МПа). Компримирование газа с давлением, близким к вакууму, влечёт следующие проблемы: 1) возникает большая разница в давлении на входе и на выходе КУ, вследствие чего давление газа, имеющееся в установке, сбрасывается не только через сбросовую свечу, но и через входной трубопровод. При этом происходит «унос» масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер; 2) под действием вакуума в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоопасность технологического процесса. Возможные решения: - оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали; - комплектация КУ датчиками кислорода, определяющими его содержание в компримируемом газе. * Изменение характеристик исходного газа. По условиям некоторых проектов компрессорные установки компримируют смешанный попутный газ, поступающих с разных объектов добывающего комплекса. Соответственно, основные его параметры (состав, плотность, температура точки росы, теплотворная способность) могут меняться. Параметры исходного газа изменяются и при длительной добыче на одном объекте - в силу истощения запасов углеводородов, обводненности скважин и т.д. Чтобы контролировать этот процесс (и затем при необходимости варьировать эксплуатационные характеристики КУ), компрессорные установки могут оснащаться следующим дополнительным оборудованием: - потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа; - потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам (с устройством отбора проб); - замерное устройство расхода компримируемого газа 8.Испытанный опыт - путь к успеху В нефтегазовом сообществе сложилась традиция - решение нестандартных технологических задач доверять инженерным коллективам, многократно проверенным на практике. Опыт реализации проектов компримирования низконапорного газа сосредоточен сегодня в компании ЭНЕРГАЗ. Компрессорные установки от компании ЭНЕРГАЗ функционируют в составе компрессорных станций на ряде объектов нефтегазодобывающей отрасли. Это электростанции собственных нужд (ЭСН), установки подготовки нефти (УПН), цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цеха контрольной проверки нефти (ЦКПН), дожимные насосные станции (ДНС), центральные перекачивающие станции (ЦПС), установки предварительного сброса воды (УПСВ), центральные пункты сбора нефти (ЦПСН), центральные нефтегазосборные пункты (ЦНГСП), установки комплексной подготовки газа (УКПГ). 9.Список литературы 1) Учебное пособие Управление стоимостью вертикально интегрированной нефтяной компании и оценка активов Москва ГУ-ВШЭ 2008 О.С.Анашкин, В.Л.Уланов 2) Сланцевые углеводороды, технологии добычи, экологические угрозы", В.В. Тетельмин, В.А.Язев, А.А. Соловьев, Долгопрудный: Издательский Дом "ИНТЕЛЛЕКТ", 2014. - 296 с.Глава 9 п. 9.6 на стр.256 3) Росэкспертиза Проблемы использования попутного нефтяного газа в России (http://rostehexpertiza.ru/analytics/png/) 4) Энергаз Газовые технологии(http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002) 5) Р. В. Халтурина Лаборатория НАЦРН 6) Предложения по мерам повышения экономической эффективности реализации «Концепции комплексной программы утилизации газа и развития газотранспортной системы Красноярского края и Иркутской области НК «Роснефть» с учетом государственного регулирования и стимулирования. Российская Академия Наук, В. В. Кулешов В. А. Крюков Новосибирск 2009 7) «Анализ опыта переработки ПНГ в США и Канаде»WWW.globotek.ru 8) Научно-экспертный совет при Председателе Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации Инновационные технологии переработки и использования попутного нефтяного стр.130 9) Данные Argus и Platts. 10) Данные ИГ Петромаркет 11) Данные Инфо-Тэк 12) Газпром Инфотарий |