Повышение эффективности абсорбционной осушки газа на газовом промысле №3с заполярного месторождения

Обозначения и сокращения 5
Введение 6
1 Общая характеристика производственного объекта 9
1.1 Сеноманская залежь 9
1.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 11
2 Описание технологического процесса и технологической схемы УКПГ №3С 13
2.1 Здание переключающей арматуры 14
2.2 Цех очистки газа 14
2.3 Компрессорный цех 15
2.4 Цех осушки газа 18
2.5 Аппараты воздушного охлаждения 20
2.6 Цех регенерации ДЭГа 20
2.7 Установка получения азота 24
3 Качественный анализ систем регенерации гликолей 29
3.1 Атмосферная ректификация 30
3.2 Вакуумная ректификация 31
3.3 Азеотропная регенерация 33
3.4 Регенерация гликолей с помощью отдувочного газа 36
4 Теоретический расчет расхода отдувочного газа 39
5 Создание термодинамической модели УКПГ №3С 45
6 Добавление азота в термодинамическую модель регенерации ДЭГа 48
7 Результаты анализа модернизированной системы регенерации диэтиленгликоля с применением отдувочного газа 50
Заключение 53

Весь текст будет доступен после покупки

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших по объему запасов и самым мощным по добыче газа в России. На данный момент Заполярное месторождение вступает в период падающей стадии разработки. Такая добыча характеризуется следующими особенностями: падение отборов газа по причине истощения месторождения, осложнения эксплуатации низкодебитных скважин при существующей системе сбора газа, повышение влагосодержания газа, снижение массообменной эффективности абсорберов при понижении рабочего давления и повышенных температурах контакта в компрессорный период эксплуатации месторождений, снижение эффективности работы сепараторов, загрязнение диэтиленгликоля из-за обводнённости скважин и двухступенчатой абсорбции, неэффективная работа аппаратов воздушного охлаждения. Количество воды, содержащейся в потоке добываемого газа, напрямую зависит от пластового давления, а значит и от времени разработки. В связи с этим одним из факторов, присущим газовым и газоконденсатным месторождениям на завершающей стадии разработки, является повышенное влагосодержание.
Перечисленные особенности определяют актуальность проблемы повышения энерго- и ресурсоэффективности процесса подготовки газа для достижения запланированных объемов добычи и требуемых показателей качества. Кроме того, в условиях вечной мерзлоты и сурового климата вопросы обеспечения надежности, промышленной и экологической безопасности играют важнейшую роль.
Объектом исследования является действующая установка комплексной подготовки газа Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (ЗНГКМ), где подготовка природного газа к транспорту осуществляется путём отделения от газа механических примесей, пластовой воды, газового конденсата в сепараторах, а затем абсорбционной осушки от остаточной влаги в абсорберах с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общая характеристика производственного объекта

Газовый промысел номер 3С ЗНГКМ в северо-западной части Пур-Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 80 км к юго-востоку от районного центра – поселка Тазовский, Тюменской области. [15]
Месторождение расположено в зоне развития сплошной толщи многолетней мерзлоты, подошва которой в разведочных скважинах прослеживается на глубинах 380 - 495 м. Кровля мерзлых пород залегает на глубинах от 0,3 - 0,8 м (на торфяных грунтах) до 2 - 5 м (на заливных участках). [15]
Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой. Лето короткое, прохладное и ветреное с похолоданиями и заморозками.
Климатические данные района:
- абсолютный температурный минимум ? минус 60 ?С;
- температура воздуха самой холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 минус 46?С;
- средняя температура января ? минус 26,7 ?С;
- абсолютный температурный максимум ? плюс 32 ?С;
- средняя температура плюс ? плюс 13,4 ?С.
Запасы газа сеноманской залежи по зоне УКПГ-3С утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1999 год в объеме 846 млрд. м3. [15]

1.1 Сеноманская залежь

Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором ? наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной 500-800 м толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9-85,3 %. [15]
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. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95%. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. [15]
Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25-35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками, плотными песчаниками и алевролитами с базальным карбонатным цементом. [15]
Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 0,5693 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/м. Среднекритическое давление ? 4,63 МПа. Среднекритическая температура ? 190,49 К. [15]

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки