На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Диплом Анализ исследования процесса низкотемпературной сепарации на Уренгойском месторождении

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 22.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 116. Уникальность по antiplagiat.ru: 10.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 8
1.1 Характеристика района работ 8
1.2. История освоения района 11
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 15
2.1 Литолого-стратиграфический разрез 15
2.2 Тектоника 18
2.3 Характеристики продуктивных пластов 20
2.4 Свойства газа и конденсата 23
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 25
3.1 Основные проектные решения по разработке уренгойского газоконденсатного месторождения 25
3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин 28
3.2.1 Сонструкция скважин 33
3.3 Сонтроль за разработкой месторождения 35
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 43
4.1 Общая характеристика комплекса по добыче, сбору и промысловой подготовке газа валанжинских залежей УГКМ 43
4.2 Осложнения в работе газоконденсатных промыслов 49
4.3 Проведение комплексных исследований работы технологического оборудования с целью оптимизации режима эксплуатации 55
4.3.1 Анализ эффективности работы низкотемпературных сепараторов укпг валанжинских залежей 55
4.3.2 Анализ работы теплообменников первой и второй ступеней сепарации на УКПГ Валанжинских залежей 57
4.4. Разработка и внедрение модернизаций агрегатов трехступенчатой сепарации (низкотемпературной ступени) 60
4.4.1 Реконструкция сепаратора II ступени НТС т. н. N 1 УКПГ - 2В 61
4.4.2 Модернизация низкотемпературных сепараторов технологической линии N 4,6 УКПГ - 1АВ 65
4.4.3 Модернизация низкотемпературного сепаратора агрегата трехступенчатой сепарации на УКПГ-5В 67
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 70
5.1 Расчет сепарации газа 70
5.2 Расчеты по определению эффективности работы теплообменников Т-1 и Т-2 (первой и второй ступеней сепарации) укпг валанжинских залежей 75
5.2.1 Расчет коэффициентов теплопередачи теплообменников Т-1 и Т-2 76
5.2.2 Расчет площади теплообмена 79
5.2.3 Расчет условного дроссель - эффекта 80
5.3 Расчет образования гидратов в газопроводах 85
5.3.1 Температурный режим газопроводов 86
5.3.2 Расчет изменения давления и температуры в шлейфе 88
5.3.3 Влагосодержание газов 90
5.4 Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на нтс 93
5.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 105
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 109
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………..………….114


ВВЕДЕНИЕ

Сложившаяся в последние десятилетия тенденция роста доли природного газа в структуре топливно-энергетического баланса в нашей стране привела к активному вовлечению в промышленную разработку газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера находящихся в экстремальных природно-климатических условиях, в районах без развитой производственной и социальной инфраструктуре и удаленных от основных потребителей газа.
Целью данной дипломной работы является проведение анализа исследования процесса низкотемпературной сепарации на Уренгойском месторождении.
Поставленная цель обусловила необходимость рассмотрения ряда взаимосвязанных задач:
1.Дать геологическую характеристику месторождению;
2. Определить конструкции и охарактеризовать эксплуатационные скважины;
3. Определить состояние разработки Валанжинской залежи Уренгойского ГКМ;
4.Дать общую характеристику комплекса по добыче, сбору и промысловой подготовке газа Валанжинских залежей УГКМ;
5.Проанализировать осложнения в работе газоконденсатных промыслов;
6. Провести комплексные исследования работы технологического оборудования с целью оптимизации режима эксплуатации;
7. Провести расчет технологических установок Валанжинских залежей УГКМ.
Объектом исследования являются Валанжинские залежи Уренгойского месторождения (УГКМ).
Дипломная работа состоит из введения, основной части и выводов.
Дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым-Пур-Тазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений, расположенных на полуострове Ямал, наиболее крупным из них является Бованенковское газоконденсатное месторождение.
Разработка уникальных месторождений Надым-Пур-Тазовского района Западной Сибири, в которых сосредоточено более 70 % разведанных запасов России, является принципиально новым этапом в теории и практике проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. Необходимо решение целого комплекса научных, технических, технологических, социальных и организационных проблем.
Наряду с общими, характерными для данного региона проблемами, связанными с суровыми природно-климатическими условиями и наличием мощных до 500 м толщи многолетнемерзлых пород, имеются специфические проблемы, обусловленные нахождением углеводородов принципиально различных по своему строению и типу залежах.
Уренгойское газоконденсатное месторождение является наиболее значительным месторождением Западной Сибири, поэтому надежность и эффективность его эксплуатации важны как для России, так и для Европы.
Кроме того, опыт процесса его эксплуатации полезен при проектировании систем добычи, подготовки и транспортирования углеводородов на вновь вводимых в разработку северных месторождениях.
В пластовом газе Валанжинских залежей Уренгойского месторождения, наряду с легкими углеводородами, содержатся С5+, образующие конденсат при промысловой обработке газа.
Исследования показали, что содержание конденсата в газе изменяется как по разрезу продуктивной толщи, так и по площади месторождения.
В связи с этим газ, добытый из различных зон месторождения, имеет различный углеводородный состав. УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В расположены в характерных зонах месторождения, приуроченных к южному, центральному и северному куполу.
Для извлечения конденсата из газа на УКПГ используется метод низкотемпературной сепарации. Применяемое для этой цели оборудование и технология имеют ряд особенностей, отличающих их от других низкотемпературных установок, действующих на газодобывающих промыслах.
Первой введена в строй УКПГ-2В, которая эксплуатируется с января 1985 г. В состав УКПГ-2В входят три цеха, шесть технологических линий, одна из них - опытная (опытный сепаратор - вертикальный, трехступенчатый). Проектная производительность УКПГ-2В по сырому газу 7 млрд. м3/год, по нестабильному конденсату - 1,61 млн. т/год.
УКПГ-1АВ эксплуатируется с июля 1985 г. В состав УКПГ-1АВ входят четыре цеха, восемь технологических линий, разделители размещены в отдельных цехах; одна технологическая линия - опытная, производительностью 10 млн. м3/сут. Проектная производительность УКПГ-1АВ по сырому газу 10 млрд. м3/год, по нестабильному конденсату - 3,39 млн. т/год.
УКПГ-5В введена в эксплуатацию в феврале 1986 г. В ее состав входят два цеха, четыре технологические линии, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые. Проектная производительность УКПГ-5В по сырому газу - 5 млрд. м3/год, по нестабильному конденсату - 1,11 млн. т/год.
В состав УКПГ-8В входят два цеха, шесть технологических линий, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые. Проектная производительность по сырому газу - 1,825 млрд. м3/год (5 млн. м3/сут), - по нестабильному конденсату- 0,31 млн. т/год.


1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района работ
Уренгойское месторождение является одним из уникальнейших газовых месторождений в России. Уренгойское месторождение административно расположено в Пуровском и Надымском районах Ямало-Ненецкого национального округа (Уренгойская, Ен-Яхинская, Табъяхинская, часть Песцовой площади - Пуровский район, Западная часть Песцовой площади - Надымский район). Граница полярного круга проходит между ГП №9 и 10. Песцовая, Ен-Яхинская и северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным кругом. Район месторождения мало населен. Ближайшие к городу Новый Уренгой населенные пункты: поселок Тарко-Сале, Старый Уренгой, Тазовский, расположены на расстоянии 60-100 км от Уренгойского месторождения, а также: Самбург, Ямбург, Коротчаево, Надым, Пангоды. Обзорная карта района работ, и месторасположение Уренгойского месторождения представлены на рисунке 1.1..................



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте проведен краткий анализ геолого-промысловой характеристики и разработки УГКМ. Рассмотрен метод низкотемпературной сепарации газа и дан анализ действующей установки и осложнения, возникающих при ее работе. Проведен расчет сепарации газа, теплообменного оборудования, распределения температуры газа и температуры гидратообразования по длине шлейфов, расхода метанола для предотвращения образования гидратов как на НТС, так и в шлейфах. По этим расчетам были сделаны следующие выводы:
1. Выход конденсата в начальный период эксплуатации месторождения составлял 170 г/м3, в период постоянной добычи газоконденсатной смеси выход конденсата составлял 210 г/м3, а в данный период составляет 140 г/м3. Это связано с тем, что в периоде постоянной добычи газоконденсатной смеси
происходит выпадение конденсата по мере снижения давления по стволу скважины и происходит вынос конденсата на устье. В данный период происходит снижение выхода конденсата, это связано с тем, что выпадение конденсата происходит в самом пласте, что приводит к снижению содержания компонентов в исходной смеси, а также к снижению проницаемости прискваженной зоны, что приводит к уменьшению отборов газаконденсатной смеси. Рассчитанный выход конденсата превышает на 15 % промысловые данные. Это связано с тем, что расчет производится при равновесии состояния между газом и конденсатом, т. е. когда давление и температура в каждой точке газа и конденсата постоянные, что на практике такого не происходит.
2. При нормальной работе теплообменников фактическая недорекуперация (разница температур на «теплом» конце теплообменника) не должна превышать 10 0С. Общий коэффициент теплопередачи для кожухотрубчатых теплообменников «газ-газ» составляет 195,28 кДж/м2 ч 0С.
При осуществлении низкотемпературных процессов оптимальная разность температур на «теплых» концах теплообменников, определяющая потери холода, а следовательно, и энергии от недорекуперации, составляет около 5 0С.
На УКПГ валанжинских залежей Уренгойского газоконденсатного месторождения эта разность существенно выше. Низкая эффективность работы в этом случае, объясняется или перегрузкой установки по газу, или нарушением технологического регламента эксплуатации.
В процессе обработки результатов исследований режимов работы теплообменников Т-1 и Т-2 и, соответственно, определения их коэффициентов теплопередачи, неоднократно создавалась ситуация, когда коэффициенты по своей величине не укладывались в реально возможный диапазон их изменения.
Это может быть следствием влияния следующих факторов: периодические отказы в работе уровнемеров и регулирующих клапанов способствовали переполнению сепараторов и вынос у больших количеств жидкости по прямому и обратному потоку в теплообменники, возникновение вследствие неравномерности расхода газа по технологическим линиям нестационарных тепловых режимов в теплообменниках Т-1 и Т-2, обладающих большими емкостью и инерционностью системы. Проявление этих факторов вызывают значительный разнос коэффициентов теплопередачи.
Как показывают результаты проведенных исследований и расчетов, приведенных в таблицах :
- коэффициенты недорекуперации (разность температур на «теплом» конце теплообменников) составили в 2011 г. по УКПГ-1АВ 5,0 0С, по УКПГ-2В 9,0 0С, по УКПГ-5В 8,0 0С, по УКПГ-8В 4,0 0С;
- условный дроссель-эффект составил в 2011 г. по УКПГ-1АВ 1,32 0С /МПа, по УКПГ-2В 1,49 0С /МПа, по УКПГ-5В 1,15 0С /МПа, по УКПГ-8В 1,2 0С /МПа.
Влиять на улучшение работы теплообменного оборудования можно путем:
- модернизации первичных сепараторов, с целью уменьшения содержания жидкости, поступающей в теплообменники первой ступени;
- недопущения частичного загидрачивания теплообменного оборудования путем оптимальной подачи метанола (автоматизация подачи метанола), а также периодической пропаркой теплообменников в случае ухудшения их работы (наличие в них парафинов, смол и т.д.).
3. В зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными. Что касается расхода метанола для предотвращения гидратообразования на НТС, то норма расхода метанола составила:
- для Т-1- 0,532 кг/тыс. м3;
- для Т-2 – 1,120 кг/тыс. м3;
- для С-4 – 0,51 кг/тыс. м3.
Наименьшее значение расхода метанола составляет для С – 4. Это связано с уменьшением влагосодержания в исходной смеси.
4. В результате теплового расчета по шлейфам Уренгойское месторождение на 2012 год для одной длины шлейфа и расхода газа по шлейфу, моделирующим соответственно работу 4-х (с суммарным дебитом 430 тыс. м3/сут.) скважин одного куста в шлейф. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданном расходе газа в шлейфе имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола, конденсата) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20 ?С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,5 - 0,6 0С/1000 м. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30 - минус 35 ?С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ?С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Уренгойского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 20 ?С и давлении 10,6 МПа) главным образом для данных шлейфов и при температуре воздуха ниже минус 20 ?С.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Алиев З.С., Зотов Г.Н. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных скважин и пластов. М.; Недра, 1980.
2. Анализ работы основного технологического оборудования УКПГ Уренгойского ГКМ / Ланчаков Г.А., Дудов А Н , Салихов Ю.Б. и др.// Материалы НТС РАО «Газпром» - М.: ИРЦ Газпром. - 1996. – С.119-130.
3. Анализ эксплуатации технологического оборудования установок промысловой подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского ГКМ. /Фролова Л.Н., Салихов Ю.Б., Ильский О.Г. и др. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ. -1989. - (Обзорная информ. Сер. «Подготовка и переработка газа и газового конденсата», вып.3)
4. Богатырев Б.А. Подготовка газа и конденсата к дальнему транспорту,
М.; 1967.\
5. Бриллиант Л.С. и др. Методическая основа построения карт остаточных нефтенасыщенных толщин по объекту горизонта ЮВ1 Ершового месторождения // Нефтяное хозяйство, 2000, №9, с.43-46.
6. Геологический отчет УГПУ ООО «Уренгойгазпром», г.Н-Уренгой, 2000.
7. Данилова Г.Н. Теплообменные аппараты холодильных установок Л., Машиностроение, 1962.
8. Технологический регламент УКПГ-8В г.Н-Уренгой, 2000.
9. Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях. Материалы XI-ой научно-технической конференции ООО «Уренгойгазпром» г. Н-Уренгой, 1994.
10. Под редакцией Коротаева Ю.П., Маргулова Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. М.; Недра, 1984.
11. Повышение надежности и эффективности работы технологического оборудования УКПГ валанжинских залежей. Годовой отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром» г.Н-Уренгой, 2006.
12. Саркисьянц Г.А. и др. Переработка и использование газа М.; Гостоптехиздат.,1962, 218 с.
13. Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС, НТЦ «Уренгойгазпром», 1986.
14. Старшов С.А. Определения расхода ингибитора гидратообразования на северных месторождениях, М.; Недра, 1999.
15. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-638с.
16. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М., Недра, 2000.–345с.
17. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. – Самара, 2000.–350с.



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.