Материал: Подготовка газа Уренгойского месторождения к транспорту

Подготовка газа Уренгойского месторождения к транспорту

Перечень условных обозначений и принятых сокращений

П/У - Пылеуловитель

КС - компрессорная станция

ДКС - дожимная компрессорная станция

КПГ - комплексная подготовка газа

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

МГ - магистральный газопровод

ГРС - газораспределительная станция

УНГКМ - Уренгойскоенефтегазоконденсатное месторождение

ДЭГ - диэтиленгликоль

ЗПА - здания переключающей арматуры

ЦОГ - цех очистки газа

АВО - аппараты воздушного охлаждения

ЭКМ - электроконтактный манометр

МЭА - моноэтаноламин

ДЭА - диэтаноламин

ТЭА - триэтаноламин

УОГ - установка одоризации газа

САУЖ - система автоматического удаления жидкости

НТС - низкотемпературная сепарация

ПДК - предельно допустимая концентрация

ГВС - газовоздушная смесь

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

ПБ - правила безопасности

ПЛАС - план ликвидации аварийных ситуаций

ГСМ - горюче-смазочные материалы

НКПВ - нижний концентрационный порог взрываемости

СИЗ - средства индивидуальной защиты

ППР - планово-предупредительный ремонт

Содержание

месторождение газ одоризация себестоимость

Введение

. Общая часть

.1 Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения

.1.1 Гидрографическая характеристика района

.1.2 Освоение Уренгойского месторождения

.1.3 Основные проектные решения при разработке Уренгойского НКГМ

.2 Характеристики получаемого сырья

.3 Характеристика системы подготовки газа

.4 Узел входа газа на установку комплексной подготовки

.5 Цех очистки газа (ЦОГ)

.6 Осушка газа на установке комплексной подготовки

. Расчетная часть

2.1 Оборудование для очистки газа от механических примесей

2.1.1 Выбор циклонного пылеуловителя

.1.2 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

.1.3 Расчеты толщины стенок ПУ

.1.4 Расчет циклонной насадки

.1.5 Расчет штуцеров входа и выхода газа, отвода жидкости

.1.6 Расчет гидравлического сопротивления пылеуловителя

2.2 Оборудование для осушки газа

.3 Оборудование для очистки газа от сероводорода

2.3.1 Расчет расхода моноэтаноламина

2.4 Оборудование для одоризации газа

3. Технологическая часть

.1 Очистка газа от механических примесей

.2 Осушка добываемого газа

.3 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

.4 Одорирование природного газа

.5 Принцип работы спроектированного оборудования по подготовке газа к транспорту

. Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды

.1 Источники и основные производственные опасности на месторождении

.2 Обеспечение безопасности работающих

.2.1 Анализ производственного травматизма

.2.2 Оценка условий труда сменного инженера УКПГ

.2.3 Средства индивидуальной защиты и компенсации производственных вредностей на УКПГ

.3 Анализ пожаровзрывобезопасности на установке подготовки газа к транспорту

.3.1 Определение категорий зданий, помещений и наружных установок на территории УКПГ по пожаро- и взрывобезопасности согласно НПБ 105-03

.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

.5 Защита от статического электричества и молниезащита

4.6 Экологичность проекта

4.6.1 Охрана воздушного бассейна

.6.2 Охрана подземных вод от загрязнения

.6.3 Охрана окружающей среды при складировании производственных отходов

.6.4 Программа производственного экологического мониторинга

.7 Чрезвычайные ситуации на производстве

.7.1 Аварийные ситуации на производстве и меры по их ликвидации

.7.2 Решения по предотвращению ЧС техногенного характера

.7.3 Решения по предотвращению ЧС природного характера

4.8 Определение вероятных параметров ударной волны при взрывогазовоздушной смеси

5. Охрана труда

.1 Инструкция по охране труда при удаление пирофорных отложений

.2 Инструкция по охране труда по безопасному обслуживанию узлов одоризации газа

. Экономическая часть

6.1 Экономическая эффективность разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения

.2 Расчет вспомогательных материалов

.3 Расчет заработной платы

.4 Определение суммы амортизационных отчислений

.5 Расчет налогов

.6 Определение себестоимости газа

.7 Технико-экономические показатели эффективности разработки проектируемого газового месторождения

Заключение

Список используемой литературы

Приложения

Введение

Залежи нефти и газа - это скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. В случае, когда скопление достаточно велико и его эксплуатация целесообразна с экономической точки зрения, залежь называют промышленной. Залежи, которые занимают достаточно большие площади, образуют месторождения.

Газоносные - это породы пористой структуры (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). Газоносные пласты имеют разную крепость. Это зависит от их структуры и состава. Толщина газоносных пластов достигает десятки, а то и сотни метров. Залегают эти пласты между газонепроницаемыми породами (мергелями, сланцевыми глинами, известняками).

Довольно часто можно встретить месторождения, содержащие два или больше газоносных пластов, которые располагаются один над другим слоями.

Большое количество газовых месторождений - многопластовые. Газ в этих пластах находится под давлением.

Добыча газа

Газовая скважина - это основной элемент промысла. Верх скважины называется устьем, а низ - забоем. Схема газовой скважины представлена на рис.1 ПЗ и на листе1.Бурят скважину при помощи буровых установок, быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ представлена на рис 2. В зависимости от того, какой применяется привод для бура, различаются роторное и турбинное бурение.

Рис 1 Схема газовой скважины

- колонна кондуктора; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - колонна фонтанных труб; 4 - переводная катушка; 5 - переводная задвижка; 6 - регулирующие штуцера; 7 - башмак колонны; Рп - пластовое давление; Рз - забойное давление; b - глубина вскрытия пласта; h - мощность пласта.

Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ служит для бурения газовых скважин на глубину до 5 км. Установка оснащается электрическим частотно-регулируемым приводом переменного тока с цифровой системой управления. Установка спроектирована таким образом, что бы обеспечить перемещение всего комплекса по направляющим балкам от одной скважины к другой вместе со всеми бурильными трубами, установленными на подсвечниках и подвешенными противовыбросовым оборудованием [23].

Рис. 2. Буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ

Спецификой эксплуатации газовых месторождений является то, что весь добытый газ нужно сразу транспортировать к потребителям. Поэтому перед назначением режима работы скважины учитывается подготовленность объектов потребления к использованию природного газа, а так же режимы их работы. Если вблизи крупных потребителей, имеются подземные хранилища, то режимы работы газовых промыслов могут не совпадать с режимами потребления, так как лишний газ перенаправится в хранилище [7].

Некоторые скважины на промыслах газопроводами присоединяют к коллекторам, в конце которых располагается промысловая газораспределительная станция. После фонтанной арматуры на выбросных линиях устанавливаются предохранительные клапаны и средства измерения давления. Выбросные линии соединяются с сепараторами, в которых газ проходит очистку от механических примесей. После сепаратора газ движется в коллектор газосборника. Количество газа, который добывается, измеряется счетчиком. В месте соединения газоотводящей линии и коллектора устанавливается задвижка, обратный клапан и отвод для продувки газопровода в случае необходимости.

При прохождении газа через регулирующий штуцер происходит падение давления. Газ сильно охлаждается, и согласно эффекта Джоуля-Томпсона возникает большая вероятность образования гидратных и ледяных пробок. Поэтому на промыслах необходимо принимать меры по их устранению.

Кристаллогидрат - это соединения углеводородов с водой, которое напоминает лед. Для предотвращения образования кристаллогидратов в газопроводах в них обычно подают метанол (метиловый спирт). Метанол образует с парами воды раствор, имеющий низкую температуру замерзания и который в дальнейшем легко удаляется из газопровода.

Напромысловой УКПГ газ очищают в сепараторах, осушают в установках осушки газа и производят его учет. В случае содержания в газе сероводорода, до подачи в газопровод его очистку от H2S и CO2. После установки комплексной подготовки газ поступает на головную компрессорную станцию, а если он имеет достаточно высокое давление, сразу в магистральный газопровод. По магистральным газопроводам транспортируется к потребителям или в подземное хранилище газа.

Схема транспортировки добываемого газа по участку магистрального газопровода от газового месторождения до потребителя представлена на листе 2.

Очистки природного газа от механических примесей осуществляется в несколько этапов: на промыслах, в призабойной зоне, на линейной части МГ и на ГРС.

Призабойная зона скважины оборудуется фильтрами. Существующие конструкции фильтров - это перфорированные трубы из стали. Гравийные фильтры качественнее охраняют колонну скважины от выноса известняковых элементов, песка и других примесей.

Второй этап очистки газа выполняется на промысле в наземных сепараторах, газ очищается от конденсата, воды, и пыли.

Третий этап очистки происходит на компрессорных станциях газопровода и предполагает очистку газа отмех примесей (твердых и жидких частиц).

Четвертый этап очистки газа находится на ГРС и предназначен для окончательной очистки газа перед употреблением.

Основная задача комплекса подготовки газа на добыче - это сбор и подготовка газа, т.е. транспортировка природного газа от скважин до КПГ, очистка его от капельной жидкости и мех примесей, осушка до необходимой точки росы и компримирование для подачи в МГ. Все эти мероприятия необходимо выполнить с наименьшими потерями пластовой энергии и наибольшей технологической и экономической эффективностью [13].

Цель данного дипломного проекта - на основании реальных исходных данных по УКПГ-13, расположенной на сеноманской газоносной залежи Уренгойского месторождения, запроектировать и произвести необходимый расчет оборудования, которое будет использоваться для подготовки газа к дальнейшему транспорту по магистральным газопроводам.

Основные задачи которые должны быть решены - это:

1.        Очистка добываемого газа от механических примесей;

2.      Осушка газа для предотвращения образования

кристаллогидратов;

.          Очистка газа от сероводорода;

4.      Одоризация природного газа.

1. Общая часть

.1 Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения

.1.1 Гидрографическая характеристика района

Район расположен на севере Западносибирской низменности. В административном порядке данное месторождение относится к Пуровскому району Ямало-Ненецкого автономного округа в Тюменской области Схема представлена (рис.3).

Территория УНГКМ - это заболоченная полого - холмистая равнина, расчлененная речными долинами, покрытая множеством озер и криогенных форм (бугры). Отметки поверхности на этой площади находятся в пределах от плюс 18 до плюс 80 м.

Район расположен в зонах многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 10С на 100 км. Глубина залегания многолетнемерзлых пород достигает 500 м. Температура этих пород колеблется в диапазоне от минус 1 до минус 50С.

В разрезе многолетнемерзлых имеются и региональные талые межмерзлотные породы, к которым относятся водоносные горизонты. Снабжение водой газовых промыслов, города Новый Уренгой обеспечивается благодаря развития этих таликов.

Климат в данном районе - резко континентальный. Району характерна продолжительная холодная зима и короткое прохладное летом. Средняя температура зимой минус 17⁰С. Декабрь, январь и февраль - являются самыми холодными месяцами года. Температура в эти месяцы достигает до минус 55⁰С и так же усиливаются порывы ветра. С середины июня до сентября морозы отсутствуют. Июнь является самым теплым месяцем. Средняя температура в этот период колеблется от 6 до 15⁰С, а максимальная иногда достигает и 40⁰С.

Рис. 3 - Карта месторождений

Температуры в среднем между холодными и теплыми месяцами колеблется в пределах 800С. Толщина снежного достигает величины в 1-2 м. Количество осадков в году достигает 350 мм, около 70% которых выпадает в летний период.

Гидрографическую сеть района образуют река Пур, находящаяся на востоке и ее притоки - река Малхой-Яха, река Нгарка-Есетояха, река Хадуттэ, река Табъяха, река Ево-Яха. Судоходной из них является только река Пур.

Транспорт газа обеспечивается системой магистральных газопроводов. До 1977 года транспортировка осуществлялась газопроводом "Медвежье - Центр". С 1978 года был запущен в действе газопровод "Уренгой-Надым", а в1983 годуи "Уренгой - Помары - Ужгород". В направлении юга газ транспортируют по газопроводу "Уренгой - Сургут - Челябинск".

Конденсат и нефть транспортируют по нефтепроводу "Уренгой - Сургут" [12].

1.1.2 Освоение Уренгойского месторождения

Открытие Уренгойского месторождения произошло в 1966 году. На этом месторождении газонасыщенными отложениями являются - верхнемеловое (сеноман) и нижнемеловое (валанжин).

Верхнемеловая залежь ввелась в эксплуатацию в 1978 году, 22 апреля. Запасы этого месторождения составляют 6221 млрд. м³ газа.

Годовая добыча сеноманской залежи УГКМ составила 250 млрд. м³ газа.

В декабре 1989 госкомиссией СССР были рассмотрены и утверждены в объёме 6933 млрд. м³. Увеличение запасов обуславливается расширением на 11,5% газоносных площадей (данные сейсморазведки) и на 9,6% величины газонасыщенной толщи.

На данный момент эксплуатируются 15 установок комплексной подготовки газа (УКПГ): УКПГ-1АС 10 (Уренгойская площадь), УКПГ-11, 12,13 (Ен-Яхинская площадь) и УКПГ-15 (Северо-Уренгойское месторождение).

Вводв эксплуатацию установок КПГ все время отставал от запланированного графика. Так в 1985 году согласно проекта было предусмотрено ввод в эксплуатацию с выходом на постоянный отбор в размере250 млрд. м3 газа в год 15 УКПГ. А фактически в это время эксплуатировалось всего 11 УКПГ

Таблица 1.1

Дата ввода в эксплуатацию УКПГ

Согласно проекта годовой отбор газа, начиная с 1985 года и до настоящего времени составляет 250 млрд. м³ газа в год. В том числе по Уренгойской площади - 185 млрд. м³, по Ен-Яхинскому - 50 млрд. м³, по Северо-Уренгойскому месторождению - 15 млрд. м³. Карта расположения площадей представлена на рис 4.Так как разработка залежей Северо-Уренгойского месторождения и Ен-Яхинской площади отставала от графика ввода в эксплуатацию, то основная добыча газа производилась на залежи Уренгойской площади. В период с 1984 по 1988годы лимит проектного годового отбора превышался на 22 - 64%. Эта повышенная добыча обеспечивалась путем поддержанияоптимального дебита, максимально возможным использованием производственных мощностей установок комплексной подготовки газа, а так же благодаря задействованию проектного резерва эксплуатационных скважин.