Помощь студентам в учебе
Повышение эффективности комплексной подготовки природного газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении
|
Введение
Обзор систем очистки природного газа 16
1.1 Современные методы очистки природного газа 16
1.2 Метод низкотемпературной сепарации 21
1.3 Низкотемпературная конденсация 22
1.4 Абсорбционная осушка 23
2. Повышение эффективности комплексной подготовки природного газа на
Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении 26
2.1 Характеристика Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения 26
2.1.2 Физико-химическая характеристика газа 29
2.2 Технологическая схема промыслового сбора скважинной продукции 29
2.3 Техническое устройство абсорберов и показатели эффективности их
работы 33
2.4 Оценка эффективности системы подготовки газа 35
2.4.1 Технологический расчёт МФА ГП 778.01.00.000 при разных
стадиях разработки ЯНКГМ 35
2.4.2 Анализ работы МФА ГП 778.01.00.00 54
3. Разработка вариантов модернизации МФА ГП 778.01.00.000 57
3.1 Рекомендации по повышению эффективности комплексной подготовки
газа 57
3.2 Технологический расчёт МФА ГП 778.01.00.000 61
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение .. 73
4.1 Общая характеристика деятельности Газопромыслового управления 73
4.2 Методика расчёта экономической эффективности от модернизации
абсорбера УКПГ-7 ООО «Газпром добыча Ямбург» 74
4.3 Расчёт экономической эффективности от модернизации абсорбера УКПГ -
7 ООО «Газпром добыча Ямбург» 77
5. Социальная ответственность 81
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 82
5.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 82
5.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны 82
5.1.3 Производственная безопасность 83
5.2 Анализ вредных производственных факторов при работе на УКПГ и обоснование мероприятий по их устранению 84
5.2.1 Анализ опасных производственных факторов при работе на УКПГ и обоснование мероприятий по их устранению 87
Заключение 96
Список использованных источников 99
Приложение А
Обзор систем очистки природного газа 16
1.1 Современные методы очистки природного газа 16
1.2 Метод низкотемпературной сепарации 21
1.3 Низкотемпературная конденсация 22
1.4 Абсорбционная осушка 23
2. Повышение эффективности комплексной подготовки природного газа на
Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении 26
2.1 Характеристика Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения 26
2.1.2 Физико-химическая характеристика газа 29
2.2 Технологическая схема промыслового сбора скважинной продукции 29
2.3 Техническое устройство абсорберов и показатели эффективности их
работы 33
2.4 Оценка эффективности системы подготовки газа 35
2.4.1 Технологический расчёт МФА ГП 778.01.00.000 при разных
стадиях разработки ЯНКГМ 35
2.4.2 Анализ работы МФА ГП 778.01.00.00 54
3. Разработка вариантов модернизации МФА ГП 778.01.00.000 57
3.1 Рекомендации по повышению эффективности комплексной подготовки
газа 57
3.2 Технологический расчёт МФА ГП 778.01.00.000 61
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение .. 73
4.1 Общая характеристика деятельности Газопромыслового управления 73
4.2 Методика расчёта экономической эффективности от модернизации
абсорбера УКПГ-7 ООО «Газпром добыча Ямбург» 74
4.3 Расчёт экономической эффективности от модернизации абсорбера УКПГ -
7 ООО «Газпром добыча Ямбург» 77
5. Социальная ответственность 81
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 82
5.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 82
5.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны 82
5.1.3 Производственная безопасность 83
5.2 Анализ вредных производственных факторов при работе на УКПГ и обоснование мероприятий по их устранению 84
5.2.1 Анализ опасных производственных факторов при работе на УКПГ и обоснование мероприятий по их устранению 87
Заключение 96
Список использованных источников 99
Приложение А
Природный газ в качестве источника энергии является наиболее экологически чистым, в природе имеются значительные его запасы, что позволяет назвать природный газ топливом 21 века. В ближайшее десятилетие ожидается рост спроса на газ, превосходящий рост спроса на другие источники энергии. Это не может не радовать Россию, которая намерена сделать газ своим главным энергетическим экспортным козырем, а так же мощным рычагом в международной политике. По объемам разведанных месторождений Россия занимает первое место в мире. На ее долю приходится 30% всего природного газа планеты. При нынешнем уровне добычи его хватит еще на 80 лет.
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в эксплуатации почти 30 лет и в настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения расположена перед системой осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.
Природный газ, извлекаемый из скважин, содержит пары воды, а иногда свободную влагу и мех.примеси, которые могут вызывать трудности при транспортировании газа по трубопроводу, главным образом, его коррозию, образование гидратов или льда, а последние, в совокупности с мех.примесями, могут образовывать пробки в проходном сечении трубопровода и препятствовать прохождению газа. С целью устранения этих проблем, для удаления влаги и мех.примесей из природного газа, на месторождении применяются установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
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. В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности в качестве абсорбентов широко используют гликоли, особенно широко распространен диэтиленгликоль (ДЭГ) вследствие технической возможности его производства в России с меньшей стоимостью.
Основным показателем при оценке эффективности применяемой технологии и аппаратов по подготовке газа является технологические затраты на его обработку, анализ которых показал, что более 90% из них приходится на затраты, связанные с восполнением потерь дорогостоящего ДЭГа.
Основным источником потери гликоля являются капельный унос с осушенным газом и с отогнанной водой при регенерации. Наибольшие потери приходятся на унос гликоля из многофункциональных аппаратов (МФА) с осушенным газом, что составляет 35 - 50 мг/м3. Такой относительно высокий уровень потерь абсорбента обеспечивается и большими затратами ручного труда и ухудшением качества осушки газа.
Для очистки и осушки газа на УКПГ-7 применяются многофункциональные аппараты ГП 778.01.00.000. В МФА осуществляются три процесса - сепарация, абсорбция и улавливание абсорбента.
Промысловые исследования показали, что унос гликоля из аппаратов не является постоянным и изменяется во времени, что требует разработки мероприятий по снижению потерь абсорбента с осушенным газом. Для МФА величина потери абсорбента определяется конструкцией сепарационной, массообменной и коагулирующей секцией аппарата. В данном дипломном проекте рассмотрена модернизация базового многофункционального аппарата ГП 778.01.00.000, применяемого для осушки газа на УКПГ-7, которая состоит в замене четвёртой контактно-сепарационной тарелки на сетчатые барабаны, способствующие снижению уноса ДЭГ.
Проблемы модернизации системы осушки газа на месторождениях, работающих на стадии падающей добычи, являются важнейшим направлением обновления имеющегося технологического оборудования, позволяющего поддерживать качественную подготовку газа в условиях северных регионов.
Актуальность работы заключается в необходимости повышения эффективности комплексной осушки газа при сохранении рентабельности его добычи в условиях падающего пластового давления и роста влагосодержания.
Целью работы является рассмотрение и повышение эффективности комплексной подготовки природного газа в условиях УКПГ №7 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
При выполнении работы решаются следующие задачи:
1. Теоретическое рассмотрение абсорбционного процесса осушки газа.
2. Проанализировать эксплуатационные характеристики рабочего
оборудования подготовки газа в условиях Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения .
3. Разработать вариант модернизации многофункционального аппарата на УКПГ №7 в условиях ЯНГКМ.
Объектом исследования является установка комплексной подготовки газа №7 в условиях Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения .
Предметом исследования являются свойства и рабочие характеристики осушаемого природного газа, принципиальная технологическая схема осушки газа УКПГ№7 и ее параметры работы.
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в эксплуатации почти 30 лет и в настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения расположена перед системой осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.
Природный газ, извлекаемый из скважин, содержит пары воды, а иногда свободную влагу и мех.примеси, которые могут вызывать трудности при транспортировании газа по трубопроводу, главным образом, его коррозию, образование гидратов или льда, а последние, в совокупности с мех.примесями, могут образовывать пробки в проходном сечении трубопровода и препятствовать прохождению газа. С целью устранения этих проблем, для удаления влаги и мех.примесей из природного газа, на месторождении применяются установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
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. В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности в качестве абсорбентов широко используют гликоли, особенно широко распространен диэтиленгликоль (ДЭГ) вследствие технической возможности его производства в России с меньшей стоимостью.
Основным показателем при оценке эффективности применяемой технологии и аппаратов по подготовке газа является технологические затраты на его обработку, анализ которых показал, что более 90% из них приходится на затраты, связанные с восполнением потерь дорогостоящего ДЭГа.
Основным источником потери гликоля являются капельный унос с осушенным газом и с отогнанной водой при регенерации. Наибольшие потери приходятся на унос гликоля из многофункциональных аппаратов (МФА) с осушенным газом, что составляет 35 - 50 мг/м3. Такой относительно высокий уровень потерь абсорбента обеспечивается и большими затратами ручного труда и ухудшением качества осушки газа.
Для очистки и осушки газа на УКПГ-7 применяются многофункциональные аппараты ГП 778.01.00.000. В МФА осуществляются три процесса - сепарация, абсорбция и улавливание абсорбента.
Промысловые исследования показали, что унос гликоля из аппаратов не является постоянным и изменяется во времени, что требует разработки мероприятий по снижению потерь абсорбента с осушенным газом. Для МФА величина потери абсорбента определяется конструкцией сепарационной, массообменной и коагулирующей секцией аппарата. В данном дипломном проекте рассмотрена модернизация базового многофункционального аппарата ГП 778.01.00.000, применяемого для осушки газа на УКПГ-7, которая состоит в замене четвёртой контактно-сепарационной тарелки на сетчатые барабаны, способствующие снижению уноса ДЭГ.
Проблемы модернизации системы осушки газа на месторождениях, работающих на стадии падающей добычи, являются важнейшим направлением обновления имеющегося технологического оборудования, позволяющего поддерживать качественную подготовку газа в условиях северных регионов.
Актуальность работы заключается в необходимости повышения эффективности комплексной осушки газа при сохранении рентабельности его добычи в условиях падающего пластового давления и роста влагосодержания.
Целью работы является рассмотрение и повышение эффективности комплексной подготовки природного газа в условиях УКПГ №7 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
При выполнении работы решаются следующие задачи:
1. Теоретическое рассмотрение абсорбционного процесса осушки газа.
2. Проанализировать эксплуатационные характеристики рабочего
оборудования подготовки газа в условиях Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения .
3. Разработать вариант модернизации многофункционального аппарата на УКПГ №7 в условиях ЯНГКМ.
Объектом исследования является установка комплексной подготовки газа №7 в условиях Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения .
Предметом исследования являются свойства и рабочие характеристики осушаемого природного газа, принципиальная технологическая схема осушки газа УКПГ№7 и ее параметры работы.
В ходе данной магистерской работы были рассмотрены теоретические основы абсорбционного процесса осушки газа в условиях УКПГ №7 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
В ходе технологического расчёта МФА-ГП-778 была получена прогнозная динамика показателей осушки газа в зависимости от этапа разработки месторождения. Проведенный анализ показал, что максимальная пропускная способность МФА-ГП-778 была на ранней стадии разработки месторождения, при этом подача РДЭГ в абсорбер достигает 3,53 м3/ч. К средней стадии разработки рабочее давление снизилось с 9,5 МПа до 6,5 МПа, что привело к снижению пропускной способности МФА-ГП-778 и увеличению подачи РДЭГа до 5,55 м3/ч. На поздней стадии разработки, в связи с падением давления, вводится ДКС. Этот факт осложняет процесс осушки, так как вследствие сжатия газа температура в абсорбере увеличится до 40 °С, что отрицательно сказывается на пропускной способности МФА-ГП-778 и приводит к увеличению расхода РДЭГа до 22,18 м3/ч. Для уменьшения этого показателя предлагается снизить температуру газа до 20 °С путем установки охлаждающих устройств после ДКС. В целом расчёты показывают, что МФА-ГП-778 обеспечивает требуемое качество подготовки газа при различных давлениях на всех этапах разработки месторождения.
Таким образом, основной причиной постепенного увеличения уноса гликоля с осушенным газом являются мехпримеси, содержащиеся в нем (на УКПГ-7 - 0,6..2,0 г/л).
Наряду с наличием уноса (потерь) гликоля из аппарата, также интерес пред-ставляет уровень потерь ДЭГ из аппарата за определенное время наработки. Абсорберы ГП 778.01.00.000 на УКПГ-7 обеспечивают проектные показатели 15 мг/м3 в среднем 3-5 месяца.
Основными недостатками в работе МФА ГП 778.01.00.000 являются:
а) неэффективная работа входной сепарационной секции аппарата при специфических условиях эксплуатации сеноманских залежей ЯНГКМ (малое поступление воды и значительное - мехпримесей);
б) загрязненность абсорбента мехпримесями (до 0,7-3,0 г/л); высокая минерализация (до 15-19 г/л); большая жидкостная нагрузка (0,7-1,0 г/л) на коагулирующую секцию;
в) подача регенерированного гликоля и слив гликоля с тарелки фильтр-патронов осуществляется не под слой жидкости, а в газовую среду;
г) верхний штуцер колонки УБП с глухой тарелки установлен в зоне повышенных скоростей, что приводило к искажению показаний уровня гликоля на тарелке.
В целях снижения жидкостной нагрузки на коагулирующую секцию аппарата и продления ее срока наработки предлагаются два варианта модернизации. Первый вариант - установка сепарационной тарелки с элементами ГПР 353.00.000, второй вариант с кольцевыми сетчатыми насадками толщиной рукавной сетки 50-100 мм и высотой 600 мм. Результаты испытаний показали недостаточную эффективность центробежных и контактных элементов для улавливания диспергированного гликоля и сравнительно большую трудоемкость модернизации в промысловых условиях. Применение кольцевых сетчатых сепарационных насадок в МФА позволит значительно снизить жидкостную нагрузку за счет увеличения поверхности фильтрации, а вертикальное положение сетчатого слоя исключает накопление и зависание жидкости в сетчатой насадке за счет естественного стока, а также выравнивание поля скоростей в сечении сепарационной насадки.
Результаты испытаний модернизированных аппаратов показали, что жидкостная нагрузка на секцию коагуляции при расходе 325 тыс.м3/ч (7,8 млн м3/сут) составила 50-60 г/тыс.м3 против 650 г/тыс.м3 для проектных аппаратов. При увеличении расхода газа до 350 тыс.м 3/ч (8,4 млн м3/сут) в абсорбере УКПГ-7 жидкостная нагрузка на секцию коагуляции не превышала 40-50 г/тыс.м3, против 800 г/тыс.м3 для проектных аппаратов при производительности 337 тыс.м3/ч.
Таким образом, полученные величины уноса жидкости в секцию коагуляции в 16-20 раз ниже, чем проектные. Сравнивая результаты испытаний аппаратов в течение двух месяцев можно сделать вывод, что гидравлические характеристики модернизированных секций аппаратов несколько ухудшились за счет загрязнения мехпримесями кольцевых сетчатых насадок и коагулирующих фильтров при работе на повышенных расходах газа. Это отразилось на величине уноса жидкости в секцию коагуляции. Несмотря на это жидкостная нагрузка на коагулирующую секцию в проектном режиме осталась достаточно малой и унос гликоля с осушенным газом увеличился незначительно.
МФА ГП 778.01.00.000 позволяют:
- уменьшить более , чем в 5-8 раз интенсивность забивания фильтрующего материала мех.примесями;
- увеличить межремонтный период работы аппарата в 2-5 раз по сравнению с проектным;
- восстановить работу аппарата с проектной производительностью при средней величине потерь гликоля около 10-12 мг/м3;
- уменьшить нагрузки на блок регенерации гликоля;
- снизить гидравлическое сопротивление по аппарату на 8-10 кПа;
- снизить загрязнения гликоля солями и мехпримесями.
Кроме того, снижение уноса регенерированного гликоля в 15-20 раз в секции коагуляции позволяет, в отличие от проектного варианта, вернуть его в секцию массообмена и вовлечь в процесс осушки. Это дает возможность на 10 - 15% уменьшить подачу гликоля в аппарат. Низкие гидравлические потери на кольцевых сетчатых насадках, не превышающие 1,5 кПа, обеспечивают надежный слив гликоля на нижележащую тарелку аппарата в секцию массообмена.
В ходе технологического расчёта МФА-ГП-778 была получена прогнозная динамика показателей осушки газа в зависимости от этапа разработки месторождения. Проведенный анализ показал, что максимальная пропускная способность МФА-ГП-778 была на ранней стадии разработки месторождения, при этом подача РДЭГ в абсорбер достигает 3,53 м3/ч. К средней стадии разработки рабочее давление снизилось с 9,5 МПа до 6,5 МПа, что привело к снижению пропускной способности МФА-ГП-778 и увеличению подачи РДЭГа до 5,55 м3/ч. На поздней стадии разработки, в связи с падением давления, вводится ДКС. Этот факт осложняет процесс осушки, так как вследствие сжатия газа температура в абсорбере увеличится до 40 °С, что отрицательно сказывается на пропускной способности МФА-ГП-778 и приводит к увеличению расхода РДЭГа до 22,18 м3/ч. Для уменьшения этого показателя предлагается снизить температуру газа до 20 °С путем установки охлаждающих устройств после ДКС. В целом расчёты показывают, что МФА-ГП-778 обеспечивает требуемое качество подготовки газа при различных давлениях на всех этапах разработки месторождения.
Таким образом, основной причиной постепенного увеличения уноса гликоля с осушенным газом являются мехпримеси, содержащиеся в нем (на УКПГ-7 - 0,6..2,0 г/л).
Наряду с наличием уноса (потерь) гликоля из аппарата, также интерес пред-ставляет уровень потерь ДЭГ из аппарата за определенное время наработки. Абсорберы ГП 778.01.00.000 на УКПГ-7 обеспечивают проектные показатели 15 мг/м3 в среднем 3-5 месяца.
Основными недостатками в работе МФА ГП 778.01.00.000 являются:
а) неэффективная работа входной сепарационной секции аппарата при специфических условиях эксплуатации сеноманских залежей ЯНГКМ (малое поступление воды и значительное - мехпримесей);
б) загрязненность абсорбента мехпримесями (до 0,7-3,0 г/л); высокая минерализация (до 15-19 г/л); большая жидкостная нагрузка (0,7-1,0 г/л) на коагулирующую секцию;
в) подача регенерированного гликоля и слив гликоля с тарелки фильтр-патронов осуществляется не под слой жидкости, а в газовую среду;
г) верхний штуцер колонки УБП с глухой тарелки установлен в зоне повышенных скоростей, что приводило к искажению показаний уровня гликоля на тарелке.
В целях снижения жидкостной нагрузки на коагулирующую секцию аппарата и продления ее срока наработки предлагаются два варианта модернизации. Первый вариант - установка сепарационной тарелки с элементами ГПР 353.00.000, второй вариант с кольцевыми сетчатыми насадками толщиной рукавной сетки 50-100 мм и высотой 600 мм. Результаты испытаний показали недостаточную эффективность центробежных и контактных элементов для улавливания диспергированного гликоля и сравнительно большую трудоемкость модернизации в промысловых условиях. Применение кольцевых сетчатых сепарационных насадок в МФА позволит значительно снизить жидкостную нагрузку за счет увеличения поверхности фильтрации, а вертикальное положение сетчатого слоя исключает накопление и зависание жидкости в сетчатой насадке за счет естественного стока, а также выравнивание поля скоростей в сечении сепарационной насадки.
Результаты испытаний модернизированных аппаратов показали, что жидкостная нагрузка на секцию коагуляции при расходе 325 тыс.м3/ч (7,8 млн м3/сут) составила 50-60 г/тыс.м3 против 650 г/тыс.м3 для проектных аппаратов. При увеличении расхода газа до 350 тыс.м 3/ч (8,4 млн м3/сут) в абсорбере УКПГ-7 жидкостная нагрузка на секцию коагуляции не превышала 40-50 г/тыс.м3, против 800 г/тыс.м3 для проектных аппаратов при производительности 337 тыс.м3/ч.
Таким образом, полученные величины уноса жидкости в секцию коагуляции в 16-20 раз ниже, чем проектные. Сравнивая результаты испытаний аппаратов в течение двух месяцев можно сделать вывод, что гидравлические характеристики модернизированных секций аппаратов несколько ухудшились за счет загрязнения мехпримесями кольцевых сетчатых насадок и коагулирующих фильтров при работе на повышенных расходах газа. Это отразилось на величине уноса жидкости в секцию коагуляции. Несмотря на это жидкостная нагрузка на коагулирующую секцию в проектном режиме осталась достаточно малой и унос гликоля с осушенным газом увеличился незначительно.
МФА ГП 778.01.00.000 позволяют:
- уменьшить более , чем в 5-8 раз интенсивность забивания фильтрующего материала мех.примесями;
- увеличить межремонтный период работы аппарата в 2-5 раз по сравнению с проектным;
- восстановить работу аппарата с проектной производительностью при средней величине потерь гликоля около 10-12 мг/м3;
- уменьшить нагрузки на блок регенерации гликоля;
- снизить гидравлическое сопротивление по аппарату на 8-10 кПа;
- снизить загрязнения гликоля солями и мехпримесями.
Кроме того, снижение уноса регенерированного гликоля в 15-20 раз в секции коагуляции позволяет, в отличие от проектного варианта, вернуть его в секцию массообмена и вовлечь в процесс осушки. Это дает возможность на 10 - 15% уменьшить подачу гликоля в аппарат. Низкие гидравлические потери на кольцевых сетчатых насадках, не превышающие 1,5 кПа, обеспечивают надежный слив гликоля на нижележащую тарелку аппарата в секцию массообмена.