Совершенствование технологии предупреждения гидратообразования на установке низкотемпературной сепарации газового промысла №2в заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

Обозначения и сокращения 5
Введение 7
1 Геолого-промысловая характеристика УКПГ-2В Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения 9
1.1 Общие сведения о Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении 9
1.2 Добыча газа 10
1.3 Сооружения основного производства 12
1.4 Характеристики исходного сырья, материалов, реагентов, изготавливаемой продукции 13
1.5 Описание технологического процесса и технологических схем производственного объекта 15
1.5.1 Здание переключающей арматуры и цех первичной сепарации. 15
1.5.2 Цех подготовки газа. 19
1.5.3 Насосная и пункт замера конденсата газа. 24
1.5.4 Площадка расходных емкостей метанола и водометанольного раствора. Технологическая насосная. 25
2 Общие сведения о газовых гидратах 28
2.1 Условия образования гидратов 29
2.2 Классификация методов борьбы с гидратами газов 30
2.3 Основы ингибирования процесса гидратообразования 32
2.4 Сравнение и выбор ингибиторов 33
2.5 Осложнения в работе газоконденсатных промыслов 37
3 Совершенствование технологии низкотемпературной сепарации газа с целью снижения расхода ингибитора гидратообразования 40
3.1. Принципиальные основы оптимального использования летучего ингибитора в схеме НТС 40
3.2 Технология рециркуляции метанола в схеме НТС газового промысла №2В Заполярного НГКМ 42
3.3 Перспективы применения технологии рециркуляции метанола 50
Заключение 54

Весь текст будет доступен после покупки

Сегодня Российская Федерация занимает ведущие позиции в мире по объемам добычи газа, является одним из крупнейших поставщиков энергоресурсов на мировой рынок. В последнее время на мировом энергетическом рынке наблюдается усиление конкуренции за счёт промышленного освоения новых видов энергии, что для отечественной газовой отрасли оборачивается изменением структуры и снижением объёмов экспорта. Вместе с тем доля запасов углеводородов России, которые находятся в удаленных районах с неразвитой инфраструктурой, вдали от конечного потребителя, а также низкодебитных запасов, с каждым годом возрастает. Решение этих задач заключается в повышении эффективности использования энергоресурсов и производстве товарной продукции их переработки с высокой добавленной стоимостью. Газовая промышленность России является источником получения значительного дохода, поэтому на ее развитие и модернизацию уходит большое количество средств.
Одной из важнейших проблем при эксплуатации газовых месторождений является образование газовых гидратов. Отлагаясь на внутренних стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность и могут привести к аварийной остановке эксплуатации оборудования. Затраты нефтегазовых компаний на предупреждение и борьбу с газогидратными составляют значительную часть стоимости эксплуатации месторождений и транспорта газа. Поэтому сокращение эксплуатационных затрат на предупреждение и борьбу с гидратообразованием в промысловых системах добычи и подготовки газа, его дальнейшего транспорта является актуальным для нефтегазодобывающих компаний.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геолого-промысловая характеристика УКПГ-2В Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

1.1 Общие сведения о Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение – месторождение газа, газоконденсата и нефти. Открыто в 1965 году. Находится на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 220 км от Нового Уренгоя, в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее посёлка Тазовский. Входит в группу крупнейших месторождений по объёму запасов и считается самым мощным по добыче газа в России.
Начальные запасы более 3,5 трлн. м3 газа, около 80 млн. тонн газоконденсата и нефти. Проектная мощность 130 млрд. м3 в год.
Верхняя сеноманская залежь – примерно 2,6 трлн. м3 газа, валанжинские горизонты – около 735 млрд. м3 газа. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное занимает 5-е место. Лицензия на разработку месторождения принадлежит дочернему предприятию «Газпрома» – ООО «Газпром добыча Ямбург».
Промышленная эксплуатация Заполярного месторождения началась в 2001 году с разработки сеноманской залежи. В соответствии с проектом была построена УКПГ мощностью 35 млрд. м3 ? крупнейшая в мире.
В 2009 году был утверждён проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Заполярного месторождения. В сравнении с предыдущим проектом, разработанным в 1990 году, количество скважин было сокращено с 260 до 150, а расстояния между ними возросло до 1,5-2 км.
В апреле 2011 года начала работу УКПГ-2В производительностью 6,5 млрд. м3 газа и 1,3 млн. т газового конденсата в год. Газ добывается из 61 скважины. Ввод установки положил начало добыче газа из валанжинских залежей Заполярного НГКМ. В 2013 году месторождение было введено на полную проектную мощность в 130 млрд. м3 газа в год, что сделало его самым мощным месторождением в России.
В 2012 году на валанжинских залежах Заполярного месторождения были введены в эксплуатацию 79 скважин и еще одна установка комплексной подготовки газа. Также подключены 42 дополнительные эксплуатационные скважины для добычи газа из сеноманской залежи.
Сегодня добыча углеводородного сырья на месторождении ведется на 5 установках комплексной подготовки газа – 3-х сеноманских и 2-х валанжинских, построенных по проектам ОАО «ВНИПИгаздобыча». Газ Заполярного НГКМ транспортируется по системе магистральных газопроводов (СМГ) Заполярное – Уренгой протяженностью около 190 км.
На Заполярном НГКМ реализованы прогрессивные технические решения и применено передовое оборудование с высоким ресурсом надежности, рассчитанное на эксплуатацию в тяжелых природно-климатических условиях. Это наклонно-направленное бурение с субгоризонтальным окончанием ствола скважин, система телемеханики, позволяющая в режиме реального времени управлять работой скважин, а также современные методы контроля за разработкой месторождения.
ГКС (головная компрессорная станция) Заполярная – одна из самых производительных в России, мощность станции составляет 354 МВт. На ГКС установлены современные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с центробежными нагнетателями на магнитном подвесе роторов. Все исполнительные механизмы имеют дистанционное управление и систему самодиагностики.

1.2 Добыча газа

Валанжинский газ отбирается с двух пластов БТ6-8 и БТ10. Добыча газа осуществляется через 61 эксплуатационную скважину, сгруппированную в 10 кустов. Номинальная производительность по пластовому газу составляет 6,48 млрд. м3/год.
Сбор газа представляет собой систему внутрипромысловых газосборных шлейфов, предназначенных для подачи газа от кустов скважин на установку комплексной подготовки газа. Схема сбора газа однотрубная лучевая с подключением 4-7 скважин, расположенных вдоль продольной оси на расстоянии 40 м друг от друга.
Для оборудования устья скважин используется фонтанная арматура типа АФ6 80/65x35.0 К1 ХЛ. Комплекс фонтанной арматуры и внутрискважинного оборудо¬вания обеспечивают освоение и глушение скважин.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки