Онлайн поддержка
Все операторы заняты. Пожалуйста, оставьте свои контакты и ваш вопрос, мы с вами свяжемся!
ВАШЕ ИМЯ
ВАШ EMAIL
СООБЩЕНИЕ
* Пожалуйста, указывайте в сообщении номер вашего заказа (если есть)

Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Анализ эффективности процесса осушки газа на примере ванкорского нефтегазового месторождения (Красноярский край)

марина_прокофьева 2200 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 88 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 02.10.2022
Выпускная квалификационная работа на 93 страницы, в том числе 14 рисунков, 20таблиц. Список литературы включает 50 источников. Ключевые слова: газ, осушка, триэтиленгликоль, диэтиленгликоль. Объектом исследования является технологическая установка осушки подпиточного газа на Ванкорском месторождении. Цель данной работы заключается в сравнительном анализе эффективности осушки газа растворами ДЭГа и ТЭГа. Анализ осуществлялся на основании результатов, полученных при помощи смоделированной технологической схемы осушки газа Ванкорского месторождения. В процессе исследования были представлены общие сведения о месторождении, методы и этапы осушки газа, технологическая схема осушки подпиточного газа на Ванкорской ЦПС – 1, проанализированы влияние концентрации и расхода осушителя, параметров осушки на эффективность работы установки. Анализ данных показал целесообразность использования ТЭГа для осуществления процесса осушки. Область применения: полученные результаты рекомендуется учитывать при выборе абсорбента на северных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Введение

Актуальность темы исследования обусловлена процессом истощения природных запасов энергоресурсов углеводородов. В эру высокотехнологичных разработок и оптимизации потерь при добычи полезных ископаемых на первый план выходит сохранение попутного нефтяного газа, который так же может быть использован в промышленности и энергетическом комплексе, идти на экспорт, но прежде всего использоваться для нужд самой добывающей организации. Известно, что в процессе добычи углеводородного сырья из недр извлекается не только смесь жидких углеводородных компонентов и не углеводородных примесей, но и попутный нефтяной газ (ПНГ). ПНГ – это газ, существующий вместе с нефтью, состоящий преимущественно из углеводородных газов С1-С4 и легких жидких углеводородов (газовый конденсат). Этот газ в прошлые времена не использовался, а просто сжигался, нанося тем самым непоправимый вред окружающей среде. Для того что бы газ дошёл до потребителя, в том числе и в виде подпиточного газа для нужд самого добывающего предприятия, в том виде в котором его можно использовать, необходимо миновать ряд технологических процессов. Именно одним из таких является процесс осушки газа, который необходим в первую очередь для предотвращения гидратообразований в магистральных газопроводах. На практике чаще всего используются процессы абсорбционной (осушка жидкими поглотителями) и адсорбционная (осушка твёрдыми адсорбентами) осушки. На сегодняшний день, возрастает количество месторождений находящихся на 3 стадии разработки (стадия падающей добычи), что говорит о низком пластовом давлении и повышенной обводненности продукции, именно поэтому разрабатываются различным виды осушки газа, виды регенерации гликолей. Также разрабатывается огромное количество схем установок осушки и модернизаций конструкций (асборберов). Например, глубокая регенерация гликолей с применением отдувочного газа или применение азеотропной ректификациии, что позволяет осушать газы до необходимой точки росы. ? 1. Геологическая характеристика Ванкорского НГКМ 1.1. Общие сведения о месторождении Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение большей частью площади расположено в Туруханском районе Красноярского края. Часть его территории, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, расположена на территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Ближайший населенный пункт г. Игарка находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск в 300 км к юго-западу от месторождения (рисунок 1) [2]. Рисунок 1– Обзорная карта района месторождения Район месторождения характеризуется зоной распространения многолетнемерзлых пород, толщина которых достигает 450-480 м, при толщине деятельного слоя не более 0,5-1,0 м. Основными мерзлотно-геологическими процессами и явлениями на территории являются: морозобойное растрескивание, термоэрозия, термокарст, пучение. По долинам рек развиты солифлюкция, нивация, оползни и оплывины. По берегам озер происходит термоабразия [2]. Климат района работ является арктическим, характеризующимся суровой и продолжительной зимой, и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура отрицательная, минус 10-110С. Наиболее теплый месяц года июль, средняя температура воздуха в июле +160С, при максимальных значениях до +300С. Наиболее холодные месяцы – январь и февраль, со средней температурой воздуха около –260С, и максимальной – 570С. Количество осадков, выпадающих в виде дождя и снега, составляет 450-470 мм в год. Наименьшее их количество приходится на август – сентябрь. Толщина снегового покрова неравномерна: до одного метра на равнинных участка и до 3 м и более в оврагах и распадках. На протяжении всего года на рассматриваемой территории дуют сильные ветры, преимущественно северных и северо-западных румбов зимой и южных (юго-западных) летом, со средней скоростью до 5-7 м/с, при максимальных – 25 м/с [2]. Крупных населенных пунктов на данной территории нет, отсутствуют так же автомобильные и железные дороги. Близлежащие населенные пункты гг. Игарка, Дудинка и п. Туруханск имеют аэропорты круглогодичного действия. Время полета на вертолете от аэропорта Игарка до участка работ около 1 часа, от Туруханска – 1 час 40 мин. Транспортировка грузов может осуществляться водным путем непосредственно до месторождения в течение весеннего периода, или водным путем до г. Игарки с последующим вывозом на площадь по зимникам или воздушным транспортом. Электроснабжение объектов Ванкорского месторождения осуществляется ГТЭС, работающей на природном газе и с помощью дизельных электростанций. На территории Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения, полезных ископаемых, кроме нефти, конденсата и газа не обнаружено. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение отличается сложным геологическим строением: - наличием зоны вечной мерзлоты; - наличием четырех залежей нефти, трех - свободного газа, одной газонефтяной и одной нефтегазоконденсатной с газовыми шапками; - высокой послойной и зональной неоднородностью пород-коллекторов; - наличием обширных водонефтяных и подгазовых зон, - неоднородностью по проницаемости; - давлением насыщения близким к начальному пластовому в газонефтяных залежах; - Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении могут быть вызваны следующими причинами: - отложениями АСПВ в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях; - коррозионным износом подземного оборудования; - отложениями солей и газогидратов; - повышенным содержанием механических примесей; - сверхнормативной кривизной скважин; - высокая обводненность продукции; - неправильный подбор УЭЦН в скважину. Нефтегазоностность Ванкорского месторождения связана с Яковлевским, Долганским, Суходудинским и Нижнехетским уровнями. Залежи свободного газа установлены в пластах Дл-I-III, Як-I, Як-II, нефти – в Як-III-VII, Нх-III-IV, Сд-IX и Нх-I, газовые шапки – в Як-III-VII и Нх-III-IV. На рисунке 2 представлен сводный литолого-стратиграфический разрез отложений Ванкорского месторождения. Рисунок 2– Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений Яковлевская свита - К1(aр1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием глинистых разностей пород. Отличительной чертой этих отложений является интенсивное обогащение глинистых пачек углистым рассеянным материалом, прослоями и линзами углей толщиной 5-6 м. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, кварцполевошпатовые с прослоями углистых аргиллитов. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. Породы содержат многочисленные обугленные растительные остатки и прослои бурых углей. В нижней части свиты выделяется песчано-углисто-глинистая пачка, с которой, главным образом, связана продуктивность Яковлевской свиты (пласты Як-I, Як-II и горизонт Як-III-VII) [2]. Залежь пласта Як-I контролируется северными и южными куполами. Залежь пласта Як-I северного купола - нефтегазовая, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Сложен алевропесчанниками и алевролитами. Размеры залежи 7,6?4,6 км, её площадь составляет 25 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина – 3,6м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,2 доли ед. Расчлененность – 2,8. Начальная пластовая температура – 29 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,7 МПа. ГНК установлен на абсолютной отметке – 1579,9м по данным ГИС. ВНК варьируется от -1581 м до -1589 м. Залежь Як-I-I южного купола – газовая, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Положение ГВК принято на абсолютной отметке – 1588 м. Размеры залежи 5,5-3,6км, площадь 9,98 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м. Залежь Як-I-II южного купола - газовая, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 3,5-2,3км, площадь 6,2 км2. Залежь пласта Як-II нефтегазовая, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Площадь залежи составляет 73 км2. Коэффициент песчанистости – 0,1 доли ед. Расчлененность – 2,6. Начальная пластовая температура – 29 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,7 МПа. Абсолютная отметка ГНК/ВНК – -1600 м. Залежь пластов Як-III-VII газонефтяная, массивная, сводовая. Размер залежи 29?11,5 км, её площадь составляет 251,4 км2, высота нефтенасыщенной части залежи – 50 м, газонасыщенной - 25 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами. Средняя общая толщина – 57 м. Средняя газонасыщенная часть – 6,9 м, нефтенасыщенная – 17,7 м, водонасыщенная – 28 м. Коэффициент песчанистости – 0,7 доли ед. Расчлененность – 14,6. Начальная пластовая температура – 31,5 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,9 МПа. Абсолютная отметка ГНК - -1616 м, ВНК – от -1632,2 до -1651,9 м. Отложения Долганской свиты - К1(al3-K2s) (пласт Дл-I-III) согласно перекрывают породы Яковлевской свиты и представлены преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, кварцполевошпатовые, разнозернистые, горизонтально-, часто косослоистые. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, реже аркозовые. Залежь пласта Дл-I-III газовая, пластовая сводовая, литологически экранированная, подстилается подошвенной водой. Суходудинская свита (K1sd) согласно залегает на отложениях нижнехетской свиты, представлена переслаиванием песчаников с глинисто-алевритовыми породами. Некоторые глинистые пачки имеют региональное развитие. Мощность отдельных песчаных пластов достигает 60 м. Глинистые пачки толщиной до 40 м, сложены тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Возраст свиты ранний валанжин - ранний готерив датируется по комплексу фораминифер и спорово-пыльцевому комплексу. К отложениям свиты приурочен продуктивный пласт Сд-IX. Залежь пласта Сд-IX газонефтяная, массивная, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 5,8?4 км, её площадь составляет 20,3 км2, высота – 25 м Представлена прослоями песчаников и алевролитов. Средняя общая толщина – 31,3 м. Эффективная нефтненасыщенная толщина – 3,5 м, газонасыщенная – 1,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,95 доли ед. Расчлененность – 3,5. Начальная пластовая температура – 53 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 23,7 МПа. Абсолютная отметка ВНК – -2375 м. Нижнехетская свита (K1nch). Отложения свиты залегают согласно на отложениях верхней юры. Свита, представлена преимущественно алевролитами и аргиллитами, неравномерно известковистыми. Песчаные и алеврито-песчаные разности имеют подчиненное значение. Порода серого и зеленовато-серого цвета с тонкими прослоями обугленного растительного детрита, встречается глауконит и пирит. Для отложений характерны сложные виды косой слоистости, обусловленной совместным воздействием волн и течений, встречаются деформационные текстуры, окатыши глин, обилие фауны различной сохранности, биотурбация незначительная, в основном ходы обитания. Возраст свиты берриас - ранний валанжин. К отложениям свиты приурочены продуктивные пласты Нх-I, Нх-III-IV. Залежь пласта Нх-I газонефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. В восточной части залежи, в районе скважины СВн-2, залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км. Размеры залежи 33,5? 8,9 -13,9 км, её площадь составляет 312 км2, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов. Средняя общая толщина – 23,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 7,5 м, газонасыщенная - 1 м. Коэффициент песчанистости – 0,37 доли ед. Расчлененность – 3,6. Начальная пластовая температура – 58 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 25,9 МПа. Положение ВНК изменяется – от -2646,9 до -2672,5 м. Абсолютная отметка ГНК – -2553,4 м. Залежь пластов Нх-III-IV нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая. Размеры залежи 30?11,5 км, её площадь составляет 287,3 км2, высота нефтенасыщенной части залежи – 44 м, газонасыщенной – 56 м. Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами. Средняя общая толщина – 44,6 м. Средняя газонасыщенная часть – 14,5 м, нефтенасыщенная – 17,5 м, водонасыщенная – 22 м. Коэффициент песчанистости – 0,68 доли ед. Расчлененность – 10,3. Начальная пластовая температура – 63 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 27,3 МПа. Абсолютная отметка ГНК/ВНК – -2716 м, ВНК – от -2747,1 до -2766,8 м. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов на Ванкорском НГКМ проводился как в процессе разведки, так и после начала эксплуатации месторождения. Начиная с 2007 г., практически все глубинные пробы отбирались в процессе бурения с помощью приборов MDT в скважинах заполненных буровым раствором, после чего пробы переводились в контейнеры для транспортировки и хранения проб в однофазном состоянии (SSB), которые поступали в лабораторию для проведения дальнейших исследований [2]. Определение основных физико-химических свойств поверхностных проб и качественных характеристик товарной нефти проводилось согласно ГОСТ Р 51858-2002. Состав и свойства свободного газа определены по одной поверхностной пробе, отобранной в начальный период геологоразведочных работ в скв. ВН-4 из нижнехетского горизонта Нх-III. Газ по своему составу относится к сухим, содержанием метана в среднем равно 91,1%. Плотность свободного газа в стандартных условиях, в среднем составляет 0,715 кг/м3. Нефти пласта Як-II-VII являются смолистыми (6,7%), малопарафинистыми (2,7 %), малосернистыми (0,15 %) с низким выходом легких фракций (17% до 300 ?С), с повышенной плотностью (0,902 г/см3). Повышенная плотность нефти характерна для пластов группы Як всего региона [14]. Нефти в пластах Нх-I и Нх-III-IV легкие, плотность – 0,722 г/см3, парафинистые (4,6 - 4,8 %), малосмолистые (0,08 - 0,11 %), с высоким выходом легких фракций (43 - 47 % до 300 ?С), с температурой замерзания не выше -30 ?С. Разведочные работы на месторождении продолжаются. Учитывая довольно значительные размеры поднятия и, как следствие, выявленных в его пределах нефтяных и газонефтяных залежей, в новых скважинах планируются обширные исследования по опробованию продуктивных пластов и, в том числе отбору керна и проб флюидов, что позволит в последующем уточнить соответствующие параметры. Имеющиеся данные по физико-химическим свойствам нефти и газа тщательно проанализированы в работе по подсчету запасов УВ. При этом отмечено различие свойств нефти на юге и на севере структуры, что дало основание дифференцировать их по указанным участкам с последующим использованием при оценке запасов и в технологических расчетах. Свойства газа принимаемые в дальнейших технологических расчетах соответствуют принятым в подсчете запасов [2]. Гидрохимические исследования пластовых вод Ванкорского месторождения проводились по общепринятой методике и заключались в опробовании как разведочных, так и эксплуатационных скважин и анализе результатов, базирующихся на обобщении имеющихся геолого-геофизических данных, позволяющих использовать их для разностороннего изучения месторождения и среды его формирования на основе выяснения целого ряда ее параметров: геолого-гидрохимических, геотермических, гидродинамических и др. Этим обеспечивается не только констатирующий, но и достаточно уверенно прогнозируемый характер получаемых выводов и рекомендаций. Как следует из материалов оперативной оценки запасов Ванкорского месторождения, пластовые воды обладают весьма однообразным химическим составом, характеризующимся преобладанием ионов хлора и натрия, невысокой (5-15г/л) минерализацией и низким (вплоть до полного отсутствия) содержанием сульфатов. Воды Нижнехетского горизонта являются гидрокарбонатно-натриевыми, минерализация их 7,3г/л, содержание сульфатов менее 6мг/л, а на долю хлора и натрия приходится более 90%*экв/л. Для вод Яковлевского горизонта, при гидрокарбонатно-натриевом типе, характерна повышенная минерализации (13,7г/л), следствием чего, в разрезе месторождения имеет место гидрохимическая инверсия, проявляющаяся в некотором снижении минерализации пластовых вод с глубиной (Денисов С.Б. 2005г). 1.3. Общее состояние разработки Запасы углеводородов Ванкорского месторождения впервые были утверждены ГКЗ МПР РФ в 1997г. В 2008 году в связи с изменением геологического строения по результатам бурения скважин выполнен пересчет запасов и утвержден ГКЗ Роснедра. ООО «РН-Ванкор» ведет разработку Ванкорского нефтегазового месторождения, расположенного на севере Красноярского края. Промышленная эксплуатация Ванкора началась в августе 2009 года. На сегодняшний день на Ванкоре уровень полезного использования ПНГ составляет 98 %, что является одним из самых высоких показателей в отрасли [31]. На данный момент запасы углеводородов, утвержденных в ГКЗ, имеются следующем количестве: - нефти (геологические/извлекаемые) по категории ВС1 -1092000/464400 тыс. т; по категории С2 – 20200/5700 тыс.т.; - растворенного газа: ВС1 – 39399/50317 млн.м3; С2- 354/354 млн.м3; - конденсата: ВС1 - 7017/4621 тыс.т, С2 – -/- тыс.т; - газа газовой шапки: ВС1 - /47856 млн.м3, С2 - /3459 млн.м3; - свободного газа: ВС1 -/52352 млн.м3, С2 - /795 млн.м3 [2]. Запасы нефти и газа по объектам представлены на рисунке 3. Рисунок 3 – Геологические запасы нефти и газа по объектам разработки [31]. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются: Дл-I-III (газ), Як-III-VII (нефть и газ), Сд-IX (нефть), Нх-I (нефть) и Нх-III-VII (нефть и конденсат). По состоянию на 01.01.2018 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет – 91923,5 тыс.т, жидкости – 134788 тыс.т,конденсата-1187,1 тыс.т, газа газовых шапок – 15314,4 млн.м3, свободного газа– 2409,9 млн. м3, накопленная закачка воды– 104723,5 тыс.м3 [29]. Промыслово - геофизические исследования скважин в добывающем и нагнетательном фондах на Ванкорском месторождении выполняются в полном объеме, результаты которых учтены при построении моделей, выполнении расчетов. Проводятся обязательные дополнительные исследования в горизонтальных участках скважин - ГК, ГГКп, НКТ, инклинометрия, электрометрия. Рисунок 4 – Добыча природного газа на Ванкорском месторождении На рисунке 5 представлены данные по добыче газа в динамике в прогнозном соотношении Рисунок 5 – Динамика добычи ПНГ и ПГ Динамику изменения текущего и планового объема газа, используемого по данным направления можно проследить на рисунке 5. Для обеспечения подготовки добываемого газа для его потребления на собственные нужды или реализации сторонним организациям на Ванкорском месторождении предусмотрена довольно обширная газовая инфраструктура [2]. Рисунок 6 – Использование газа на месторождении Таким образом, природный газ, имеет важное экономическое значение, как для добычи нефти и нужд самого предприятия, так и для близлежащих территорий. ? 2. Методы и этапы осушки природного газа 2.1. Общая характеристика Природный газ широко используются в качестве недорогого топлива с высокой теплотворной способностью для бытовых и промышленных нужд. Для этих нужд, из состава газа, используются метан и частично этан. Однако также в природном газе содержатся ценные соединения, такие как: пропан, бутан и пентан, которые эффективно используются для других целей (химическое сырьё, моторное топливо). Поэтому перед подачей газа в магистральные трубопроводы из него необходимо извлечь тяжёлые углеводороды от этана до пентана. Так же должна быть удалена и вода, для обеспечения безгидратного транспорта газа [15]. Низкая точка росы по воде является основным требованием к топливу на сжатом природном газе. Типовые значения точки росы по воде, исходя из наиболее распространенных методов осушки газа, приведены ниже: • Для транспортировки природного газа в зависимости от географического региона - в диапазоне от 0 °C до -20 °C. Однако данная температура может быть ниже в случае транспортировки по протяженным подводным газопроводам • Для извлечения конденсата/СНГ - в диапазоне от -20 °C до -50 °C • Для извлечения ШФЛУ и производства СПГ требуемое содержание остаточной воды ниже 0,1 ppm об. соответствует точке росы по воде ниже -80 °C [18]. Оборудование для осушки газа требуется устанавливать, когда точка росы по воде выше минимальной температуры окружающей среды. По требованию заказчика и рабочих условий определяется необходимое оборудования. Следует использовать установки по осушки природного газа c регенерацией тепла, для достижения очень низкой точки росы по воде для широкого диапазона рабочего давления. Выбор способа подготовки газа к транспортировке, определяется следующими важными факторами: - Техническими требованиями на поставку газа в магистральные газопроводы в соответствии с СТО Газпром 089-2010; - Составом пластового газа, присутствием в нём тяжелых углеводородов, диоксида углерода, сероводорода, примесей инертных газов; - Температурой и давлением, дебитом газа на устье скважин и их динамикой по годам разработки месторождения; - Наличием местных потребителей С3+В, имеется в виду строительством газохимических комплексов [37]. Для соответствия стандартным требованиям существуют следующие основные решения: 1) Низкотемпературная сепарация (НТС) или конденсация (НТК) Данная технология предусматривает: - первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; 2) Осушка газа: Осушка природного газа может проводиться различными способами, как правило технология в целом предусматривает: - первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; - абсорбционную или адсорбционную колонну, в которых, в зависимости от метода, используется жидкий абсорбент или твердый адсорбент для поглощения влаги, находящейся в газе [12].
Содержание

Введение ………………………………………………………………….…...…...10 1. Геологическая характеристика Ванкорского НГКМ 12 1.1. Общие сведения о месторождении 12 1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения 14 1.3. Общее состояние разработки 21 2. Методы и этапы осушки природного газа 25 2.1. Общая характеристика 25 2.2. Виды методов осушки газа 27 2.3. Осушка газа абсорбционным методом 31 2.4. Гликолевая осушка газа 35 2.5 Характеристика гликолей применяемых в качестве абсорбента и их влияние на степень осушки природного газа 40 3. Осушка природного газа на Ванкорском месторождении 47 3.1.Общая характеристика производственного объекта 48 3.2 Анализ эффективности абсорбционной осушки природного газа на Ванкорском месторождении 52 4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 63 4.1.Расчёт нормативной продолжительности выполнения работ по отдувке метанольной водой подпиточного газа за одну вахтовую смену 63 4.2 Нормативная база для расчёта вахтенной смены 64 4.3. Расчёт стоимости работ 64 5. Социальная ответственность 69 5.1. Производственная безопасность при выполнении работ на ЦПС 69 5.1.1.Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению…………….. 71 5.1.2.Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению.. 72 5.2.Экологическая безопасность 74 5.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 76 5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 78 5.4.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 78 5.4.2. Организация рабочей зоны 79 Заключение 81 Список использованных источников 82 Приложение А характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 87 Приложение Б общая схема с параметрами давления 94
Список литературы

1. Афанасьев А.И. Технология переработки сернистого природного газа: Справочник / А.И. Афанасьев. – М.: Недра, 1993. – 152 с. 2. Ванкорское месторождение [Электронный ресурс]. – URL: https://petrodigest.ru/dir/oilfields/rus-of/krasnoyarskij-kraj-of/vankorskoe-mestorozhdenie(Дата обращения: 06.03.2019). 3. СП 52.13330.2011 Естественное и искусственное освещение. Актуализированная редакция СНиП 23-05-95*. 4. ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Миннефтехимпром. Введ. с 01.01.88/. 5. ГОСТ 12.1.012-90 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Вибрационная безопасность. 6. ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум. Общие требования безопасности (с Изменением N 1). 7. Диэтиленгликоль и Триэтиленгликоль [Электронный ресурс]. – URL: http://www.pulscen.ru/price/040435-glikoli?page=5 (Дата обращения: 06.03.2019). 8. Дудко А.Н., Савченко Е.И., Замалиев Д.М., Забоева М.И. Перспектива утилизации водометанольного раствора на нефтегазоконденсатных меторождениях Научный форум. Сибирь.2016.-Т.2.-С.26-27. 9. Дымент О.Н. Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена / О.Н. Дымент, К.С. Казанский, А.М. Мирошников. – М.: Химия, 1976. – 376 с. 10. Жданова И. В. Осушка природных газов / И. В. Жданова, А. Л. Халиф. – М.: Недра, 1975. – 192 с. 11. Истомин В.А. Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов В системе добычи газа.-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.-252 с. 12. Истомин В.А. Основные принципы нормирования и пути оптимизации расхода гликолей и метанола в условиях северных месторождений / В.А. Истомин // Подготовка и переработка газа и газового конденсата :Обз. Информ. / А.А. Истомин, В.А. Ставицкий. – М.: ИРЦ Газпром, 1998. – 51 с. 13. Осушка газа и контроль за образованием гидратов. [Электронный ресурс]. – URL: https://www.siirtecnigi.com/ru/design-gas-dehydration. (дата обращения 08.05.2019). 14. Истомин В.А. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, Р.С. Сулейманов. – М.: Недра, 1997. – 473 с. 15. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов.– М.: Недра, 1986 16. Корнеев Ю.С. Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах / Ю.С. Корнеевю – М.: Недра, 1988. 17. Кэмпбелл Д.М. Очистка и переработка природных газов. – М. Недра, 1977; 18. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2002 - 544 с. 19. Крупнейшие месторождения газа в России [Электронный ресурс]. – URL: http://vivareit.ru/krupnejshie-mestorozhdeniya-gaza-v-rossii (дата обращения 08.03.2019). 20. Кузнецов, О. А. Основы работы в программе Aspen HYSYS / О. А. Кузнецов. – М.-Берлин: Директ-Медиа, 2015. – 153 с. 21. Кузьменко Е.А., Покоев Е.Р. Исследование и моделирование колонны отдувки метанола в технологии промысловой подготовки газа // Современные научные исследования и инновации. 2018. № 6 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2018/06/86735 (дата обращения: 25.03.2019). 22. Лончаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. –М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000, - 279 с. 23. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие / А.К. Мановян. – М.: Химия, 2001. – 568 с. 24. Махмутов Р.А., Ефимович Д.О. Оптимизация процесса регенерации метанола на месторождениях Крайнего Севера// Газовая промышленность.-2016.-№5 (51).-56-57. 25. Мембранное разделение потока. Пермеат, ретентант [Электронный ресурс]. – URL: http://www.grasys.ru/membrannoe-razdelenie-potoka-permeat-retentat/ (дата обращения 10.05.2019). 26. Мембранные установки подготовки природного и попутного нефтяного газа, комплексные решения НПК Грасис [Электронный ресурс]. – URL: http://neftegaz.ru/science/view/835-Membrannye-ustanovki-podgotovki-prirodnogo-i-poputnogo-neftyanogo-gaza-kompleksnye-resheniya-NPK-Grasis (дата обращения 10.05.2019). 27. Методика оценки условий труда при атестации рабочих мест по условиям труда. [Электронный ресурс]. – URL: http://busel.org/texts/cat5kh/id5xweyuc.htm (дата обращения: 14.03.2019) 28. Методы осушки газа: основные способы [Электронный ресурс]. – URL: https://oils.globecore.ru/kakie-byvayut-metody-osushki-gazov.html (дата обращения: 16.03.2019). 29. Осушка газа. Установки для осушки природного газа [Электронный ресурс]. – URL http://intech-gmbh.ru/gas_dewatering/(дата обращения: 16.03.2019). 30. НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа. 31. Обустройство Ванкорского месторождения [Электронный ресурс]. – URL: http://mklogistic.ru/vankorskoe_mestorojdenie(дата обращения: 16.03.2019). 32. Основные данные о производственных опасностях и организационных мероприятиях, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства [Электронный ресурс]. – URL: http://vunivere.ru›work33189/page4 (дата обращения: 16.03.2019). 33. ПБ-03-110-96. Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением. - М.: Утв. Госгортехнадзором РФ15.12.1996.29. 34. Подготовка природного газа к транспортировке в трубопроводе [Электронный ресурс]. – URL: http://gazsurf.com/ru/gazopererabotka/stati/item/metody-podgotovki-prirodnogo-gaza-k-transportirovke-v-truboprovode (дата обращения 10.03.2019). 35. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. – URL: files.stroyinf.ru›data2/1/4293830/4293830916.htm (Дата обращения: 05.04.2019). 36. В. Н. Маслов Повышение эффективности абсорбционной осушки природного газа гликолями на поздней стадии разработки месторождений. – Газовая промышленность. – 2015. - № 4. - С. 100-103; 37. С Ванкорского месторождения поставлено 15 млрд м3 товарного газа [Электронный ресурс]. – URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/185631/(дата обращения: 16.03.2019). 38. СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. 39. Снижение напряженности трудового процесса [Электронный ресурс]. – URL: ukcr.ru›sout/snizhenie-napryazhennosti-trudovogo (дата обращения: 16.03.2019). 40. СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение. - М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1987. Введ. с 01.01.88. Изд. 1995 г. 41. СП 2.2.2.1327-03 Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту. 42. Шешуков Н. Л. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных месторождений. Тюмень. 2013 – 100 с. 43. Шишмина Л.В. Технологические процессы сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин: методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу «Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин» для студентов IV курса, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело» / Л.В. Шишмина, О.В. Носова. – Томск: ТПУ, 2014. – 61 с. 44. Шишмина. Л.В. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных скважин: Рабочая программа по дисциплине / Л.В. Шишмина. – Томск: ТПУ, 2009. - 106 с. 45. ВНТП 01-81 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа 46. ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление (с Изменением N 1). 47. ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. 48. ГОСТ 12.2.062-81 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Оборудование производственное. Ограждения защитные (с Изменением N 1). 49. ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Оборудование производственное. Общие требования безопасности; 50. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 01.04.2019).
Отрывок из работы

1. Геологическая характеристика Ванкорского НГКМ 1.1. Общие сведения о месторождении Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение большей частью площади расположено в Туруханском районе Красноярского края. Часть его территории, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, расположена на территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Ближайший населенный пункт г. Игарка находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск в 300 км к юго-западу от месторождения (рисунок 1) [2]. Рисунок 1– Обзорная карта района месторождения Район месторождения характеризуется зоной распространения многолетнемерзлых пород, толщина которых достигает 450-480 м, при толщине деятельного слоя не более 0,5-1,0 м. Основными мерзлотно-геологическими процессами и явлениями на территории являются: морозобойное растрескивание, термоэрозия, термокарст, пучение. По долинам рек развиты солифлюкция, нивация, оползни и оплывины. По берегам озер происходит термоабразия [2]. Климат района работ является арктическим, характеризующимся суровой и продолжительной зимой, и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура отрицательная, минус 10-110С. Наиболее теплый месяц года июль, средняя температура воздуха в июле +160С, при максимальных значениях до +300С. Наиболее холодные месяцы – январь и февраль, со средней температурой воздуха около –260С, и максимальной – 570С. Количество осадков, выпадающих в виде дождя и снега, составляет 450-470 мм в год. Наименьшее их количество приходится на август – сентябрь. Толщина снегового покрова неравномерна: до одного метра на равнинных участка и до 3 м и более в оврагах и распадках. На протяжении всего года на рассматриваемой территории дуют сильные ветры, преимущественно северных и северо-западных румбов зимой и южных (юго-западных) летом, со средней скоростью до 5-7 м/с, при максимальных – 25 м/с [2]. Крупных населенных пунктов на данной территории нет, отсутствуют так же автомобильные и железные дороги. Близлежащие населенные пункты гг. Игарка, Дудинка и п. Туруханск имеют аэропорты круглогодичного действия. Время полета на вертолете от аэропорта Игарка до участка работ около 1 часа, от Туруханска – 1 час 40 мин. Транспортировка грузов может осуществляться водным путем непосредственно до месторождения в течение весеннего периода, или водным путем до г. Игарки с последующим вывозом на площадь по зимникам или воздушным транспортом. Электроснабжение объектов Ванкорского месторождения осуществляется ГТЭС, работающей на природном газе и с помощью дизельных электростанций. На территории Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения, полезных ископаемых, кроме нефти, конденсата и газа не обнаружено. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение отличается сложным геологическим строением: - наличием зоны вечной мерзлоты; - наличием четырех залежей нефти, трех - свободного газа, одной газонефтяной и одной нефтегазоконденсатной с газовыми шапками; - высокой послойной и зональной неоднородностью пород-коллекторов; - наличием обширных водонефтяных и подгазовых зон, - неоднородностью по проницаемости; - давлением насыщения близким к начальному пластовому в газонефтяных залежах; - Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении могут быть вызваны следующими причинами: - отложениями АСПВ в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях; - коррозионным износом подземного оборудования; - отложениями солей и газогидратов; - повышенным содержанием механических примесей; - сверхнормативной кривизной скважин; - высокая обводненность продукции; - неправильный подбор УЭЦН в скважину. Нефтегазоностность Ванкорского месторождения связана с Яковлевским, Долганским, Суходудинским и Нижнехетским уровнями. Залежи свободного газа установлены в пластах Дл-I-III, Як-I, Як-II, нефти – в Як-III-VII, Нх-III-IV, Сд-IX и Нх-I, газовые шапки – в Як-III-VII и Нх-III-IV. На рисунке 2 представлен сводный литолого-стратиграфический разрез отложений Ванкорского месторождения. Рисунок 2– Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений Яковлевская свита - К1(aр1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием глинистых разностей пород. Отличительной чертой этих отложений является интенсивное обогащение глинистых пачек углистым рассеянным материалом, прослоями и линзами углей толщиной 5-6 м. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, кварцполевошпатовые с прослоями углистых аргиллитов. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. Породы содержат многочисленные обугленные растительные остатки и прослои бурых углей. В нижней части свиты выделяется песчано-углисто-глинистая пачка, с которой, главным образом, связана продуктивность Яковлевской свиты (пласты Як-I, Як-II и горизонт Як-III-VII) [2]. Залежь пласта Як-I контролируется северными и южными куполами. Залежь пласта Як-I северного купола - нефтегазовая, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Сложен алевропесчанниками и алевролитами. Размеры залежи 7,6?4,6 км, её площадь составляет 25 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина – 3,6м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,2 доли ед. Расчлененность – 2,8. Начальная пластовая температура – 29 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,7 МПа. ГНК установлен на абсолютной отметке – 1579,9м по данным ГИС. ВНК варьируется от -1581 м до -1589 м. Залежь Як-I-I южного купола – газовая, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Положение ГВК принято на абсолютной отметке – 1588 м. Размеры залежи 5,5-3,6км, площадь 9,98 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м. Залежь Як-I-II южного купола - газовая, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 3,5-2,3км, площадь 6,2 км2. Залежь пласта Як-II нефтегазовая, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Площадь залежи составляет 73 км2. Коэффициент песчанистости – 0,1 доли ед. Расчлененность – 2,6. Начальная пластовая температура – 29 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,7 МПа. Абсолютная отметка ГНК/ВНК – -1600 м. Залежь пластов Як-III-VII газонефтяная, массивная, сводовая. Размер залежи 29?11,5 км, её площадь составляет 251,4 км2, высота нефтенасыщенной части залежи – 50 м, газонасыщенной - 25 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами. Средняя общая толщина – 57 м. Средняя газонасыщенная часть – 6,9 м, нефтенасыщенная – 17,7 м, водонасыщенная – 28 м. Коэффициент песчанистости – 0,7 доли ед. Расчлененность – 14,6. Начальная пластовая температура – 31,5 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 15,9 МПа. Абсолютная отметка ГНК - -1616 м, ВНК – от -1632,2 до -1651,9 м. Отложения Долганской свиты - К1(al3-K2s) (пласт Дл-I-III) согласно перекрывают породы Яковлевской свиты и представлены преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, кварцполевошпатовые, разнозернистые, горизонтально-, часто косослоистые. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, реже аркозовые. Залежь пласта Дл-I-III газовая, пластовая сводовая, литологически экранированная, подстилается подошвенной водой. Суходудинская свита (K1sd) согласно залегает на отложениях нижнехетской свиты, представлена переслаиванием песчаников с глинисто-алевритовыми породами. Некоторые глинистые пачки имеют региональное развитие. Мощность отдельных песчаных пластов достигает 60 м. Глинистые пачки толщиной до 40 м, сложены тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Возраст свиты ранний валанжин - ранний готерив датируется по комплексу фораминифер и спорово-пыльцевому комплексу. К отложениям свиты приурочен продуктивный пласт Сд-IX. Залежь пласта Сд-IX газонефтяная, массивная, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 5,8?4 км, её площадь составляет 20,3 км2, высота – 25 м Представлена прослоями песчаников и алевролитов. Средняя общая толщина – 31,3 м. Эффективная нефтненасыщенная толщина – 3,5 м, газонасыщенная – 1,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,95 доли ед. Расчлененность – 3,5. Начальная пластовая температура – 53 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 23,7 МПа. Абсолютная отметка ВНК – -2375 м. Нижнехетская свита (K1nch). Отложения свиты залегают согласно на отложениях верхней юры. Свита, представлена преимущественно алевролитами и аргиллитами, неравномерно известковистыми. Песчаные и алеврито-песчаные разности имеют подчиненное значение. Порода серого и зеленовато-серого цвета с тонкими прослоями обугленного растительного детрита, встречается глауконит и пирит. Для отложений характерны сложные виды косой слоистости, обусловленной совместным воздействием волн и течений, встречаются деформационные текстуры, окатыши глин, обилие фауны различной сохранности, биотурбация незначительная, в основном ходы обитания. Возраст свиты берриас - ранний валанжин. К отложениям свиты приурочены продуктивные пласты Нх-I, Нх-III-IV. Залежь пласта Нх-I газонефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. В восточной части залежи, в районе скважины СВн-2, залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км. Размеры залежи 33,5? 8,9 -13,9 км, её площадь составляет 312 км2, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов. Средняя общая толщина – 23,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 7,5 м, газонасыщенная - 1 м. Коэффициент песчанистости – 0,37 доли ед. Расчлененность – 3,6. Начальная пластовая температура – 58 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 25,9 МПа. Положение ВНК изменяется – от -2646,9 до -2672,5 м. Абсолютная отметка ГНК – -2553,4 м. Залежь пластов Нх-III-IV нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая. Размеры залежи 30?11,5 км, её площадь составляет 287,3 км2, высота нефтенасыщенной части залежи – 44 м, газонасыщенной – 56 м. Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами. Средняя общая толщина – 44,6 м. Средняя газонасыщенная часть – 14,5 м, нефтенасыщенная – 17,5 м, водонасыщенная – 22 м. Коэффициент песчанистости – 0,68 доли ед. Расчлененность – 10,3. Начальная пластовая температура – 63 ?С, начальное пластовое давление (на ГНК, ВНК) – 27,3 МПа. Абсолютная отметка ГНК/ВНК – -2716 м, ВНК – от -2747,1 до -2766,8 м. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов на Ванкорском НГКМ проводился как в процессе разведки, так и после начала эксплуатации месторождения. Начиная с 2007 г., практически все глубинные пробы отбирались в процессе бурения с помощью приборов MDT в скважинах заполненных буровым раствором, после чего пробы переводились в контейнеры для транспортировки и хранения проб в однофазном состоянии (SSB), которые поступали в лабораторию для проведения дальнейших исследований [2]. Определение основных физико-химических свойств поверхностных проб и качественных характеристик товарной нефти проводилось согласно ГОСТ Р 51858-2002. Состав и свойства свободного газа определены по одной поверхностной пробе, отобранной в начальный период геологоразведочных работ в скв. ВН-4 из нижнехетского горизонта Нх-III. Газ по своему составу относится к сухим, содержанием метана в среднем равно 91,1%. Плотность свободного газа в стандартных условиях, в среднем составляет 0,715 кг/м3. Нефти пласта Як-II-VII являются смолистыми (6,7%), малопарафинистыми (2,7 %), малосернистыми (0,15 %) с низким выходом легких фракций (17% до 300 ?С), с повышенной плотностью (0,902 г/см3). Повышенная плотность нефти характерна для пластов группы Як всего региона [14]. Нефти в пластах Нх-I и Нх-III-IV легкие, плотность – 0,722 г/см3, парафинистые (4,6 - 4,8 %), малосмолистые (0,08 - 0,11 %), с высоким выходом легких фракций (43 - 47 % до 300 ?С), с температурой замерзания не выше -30 ?С. Разведочные работы на месторождении продолжаются. Учитывая довольно значительные размеры поднятия и, как следствие, выявленных в его пределах нефтяных и газонефтяных залежей, в новых скважинах планируются обширные исследования по опробованию продуктивных пластов и, в том числе отбору керна и проб флюидов, что позволит в последующем уточнить соответствующие параметры. Имеющиеся данные по физико-химическим свойствам нефти и газа тщательно проанализированы в работе по подсчету запасов УВ. При этом отмечено различие свойств нефти на юге и на севере структуры, что дало основание дифференцировать их по указанным участкам с последующим использованием при оценке запасов и в технологических расчетах. Свойства газа принимаемые в дальнейших технологических расчетах соответствуют принятым в подсчете запасов [2]. Гидрохимические исследования пластовых вод Ванкорского месторождения проводились по общепринятой методике и заключались в опробовании как разведочных, так и эксплуатационных скважин и анализе результатов, базирующихся на обобщении имеющихся геолого-геофизических данных, позволяющих использовать их для разностороннего изучения месторождения и среды его формирования на основе выяснения целого ряда ее параметров: геолого-гидрохимических, геотермических, гидродинамических и др. Этим обеспечивается не только констатирующий, но и достаточно уверенно прогнозируемый характер получаемых выводов и рекомендаций. Как следует из материалов оперативной оценки запасов Ванкорского месторождения, пластовые воды обладают весьма однообразным химическим составом, характеризующимся преобладанием ионов хлора и натрия, невысокой (5-15г/л) минерализацией и низким (вплоть до полного отсутствия) содержанием сульфатов. Воды Нижнехетского горизонта являются гидрокарбонатно-натриевыми, минерализация их 7,3г/л, содержание сульфатов менее 6мг/л, а на долю хлора и натрия приходится более 90%*экв/л. Для вод Яковлевского горизонта, при гидрокарбонатно-натриевом типе, характерна повышенная минерализации (13,7г/л), следствием чего, в разрезе месторождения имеет место гидрохимическая инверсия, проявляющаяся в некотором снижении минерализации пластовых вод с глубиной (Денисов С.Б. 2005г). 1.3. Общее состояние разработки Запасы углеводородов Ванкорского месторождения впервые были утверждены ГКЗ МПР РФ в 1997г. В 2008 году в связи с изменением геологического строения по результатам бурения скважин выполнен пересчет запасов и утвержден ГКЗ Роснедра. ООО «РН-Ванкор» ведет разработку Ванкорского нефтегазового месторождения, расположенного на севере Красноярского края. Промышленная эксплуатация Ванкора началась в августе 2009 года. На сегодняшний день на Ванкоре уровень полезного использования ПНГ составляет 98 %, что является одним из самых высоких показателей в отрасли [31]. На данный момент запасы углеводородов, утвержденных в ГКЗ, имеются следующем количестве: - нефти (геологические/извлекаемые) по категории ВС1 -1092000/464400 тыс. т; по категории С2 – 20200/5700 тыс.т.; - растворенного газа: ВС1 – 39399/50317 млн.м3; С2- 354/354 млн.м3; - конденсата: ВС1 - 7017/4621 тыс.т, С2 – -/- тыс.т; - газа газовой шапки: ВС1 - /47856 млн.м3, С2 - /3459 млн.м3; - свободного газа: ВС1 -/52352 млн.м3, С2 - /795 млн.м3 [2]. Запасы нефти и газа по объектам представлены на рисунке 3. Рисунок 3 – Геологические запасы нефти и газа по объектам разработки [31]. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются: Дл-I-III (газ), Як-III-VII (нефть и газ), Сд-IX (нефть), Нх-I (нефть) и Нх-III-VII (нефть и конденсат). По состоянию на 01.01.2018 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет – 91923,5 тыс.т, жидкости – 134788 тыс.т,конденсата-1187,1 тыс.т, газа газовых шапок – 15314,4 млн.м3, свободного газа– 2409,9 млн. м3, накопленная закачка воды– 104723,5 тыс.м3 [29]. Промыслово - геофизические исследования скважин в добывающем и нагнетательном фондах на Ванкорском месторождении выполняются в полном объеме, результаты которых учтены при построении моделей, выполнении расчетов. Проводятся обязательные дополнительные исследования в горизонтальных участках скважин - ГК, ГГКп, НКТ, инклинометрия, электрометрия. Рисунок 4 – Добыча природного газа на Ванкорском месторождении На рисунке 5 представлены данные по добыче газа в динамике в прогнозном соотношении Рисунок 5 – Динамика добычи ПНГ и ПГ Динамику изменения текущего и планового объема газа, используемого по данным направления можно проследить на рисунке 5. Для обеспечения подготовки добываемого газа для его потребления на собственные нужды или реализации сторонним организациям на Ванкорском месторождении предусмотрена довольно обширная газовая инфраструктура [2]. Рисунок 6 – Использование газа на месторождении Таким образом, природный газ, имеет важное экономическое значение, как для добычи нефти и нужд самого предприятия, так и для близлежащих территорий. ? 2. Методы и этапы осушки природного газа 2.1. Общая характеристика Природный газ широко используются в качестве недорогого топлива с высокой теплотворной способностью для бытовых и промышленных нужд. Для этих нужд, из состава газа, используются метан и частично этан. Однако также в природном газе содержатся ценные соединения, такие как: пропан, бутан и пентан, которые эффективно используются для других целей (химическое сырьё, моторное топливо). Поэтому перед подачей газа в магистральные трубопроводы из него необходимо извлечь тяжёлые углеводороды от этана до пентана. Так же должна быть удалена и вода, для обеспечения безгидратного транспорта газа [15]. Низкая точка росы по воде является основным требованием к топливу на сжатом природном газе. Типовые значения точки росы по воде, исходя из наиболее распространенных методов осушки газа, приведены ниже: • Для транспортировки природного газа в зависимости от географического региона - в диапазоне от 0 °C до -20 °C. Однако данная температура может быть ниже в случае транспортировки по протяженным подводным газопроводам • Для извлечения конденсата/СНГ - в диапазоне от -20 °C до -50 °C • Для извлечения ШФЛУ и производства СПГ требуемое содержание остаточной воды ниже 0,1 ppm об. соответствует точке росы по воде ниже -80 °C [18]. Оборудование для осушки газа требуется устанавливать, когда точка росы по воде выше минимальной температуры окружающей среды. По требованию заказчика и рабочих условий определяется необходимое оборудования. Следует использовать установки по осушки природного газа c регенерацией тепла, для достижения очень низкой точки росы по воде для широкого диапазона рабочего давления. Выбор способа подготовки газа к транспортировке, определяется следующими важными факторами: - Техническими требованиями на поставку газа в магистральные газопроводы в соответствии с СТО Газпром 089-2010; - Составом пластового газа, присутствием в нём тяжелых углеводородов, диоксида углерода, сероводорода, примесей инертных газов; - Температурой и давлением, дебитом газа на устье скважин и их динамикой по годам разработки месторождения; - Наличием местных потребителей С3+В, имеется в виду строительством газохимических комплексов [37]. Для соответствия стандартным требованиям существуют следующие основные решения: 1) Низкотемпературная сепарация (НТС) или конденсация (НТК) Данная технология предусматривает: - первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; 2) Осушка газа: Осушка природного газа может проводиться различными способами, как правило технология в целом предусматривает: - первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; - абсорбционную или адсорбционную колонну, в которых, в зависимости от метода, используется жидкий абсорбент или твердый адсорбент для поглощения влаги, находящейся в газе [12]. В случае абсорбционной осушки: - выходной газосепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) абсорбента. В случае адсорбционной осушки: - выходной фильтр-сепаратор, в котором осуществляется осаждение (улавливание) адсорбционной пыли [2]. Также, если в составе пластового газа на месторождении отмечается наличие «кислых» компонентов, то в первую очередь применяется очистка газа от данных компонентов (например, аминами) и одновременная частичная его осушка. После этого проводится доосушка газа адсорбционными методами, затем газ проходит подготовку в низкотемпературных процессах для выделения тяжелых углеводородов [1]. Осушка газа представляет собой основной этап подготовки газа, который применяется практически на всех установках подготовки газа во избежание образования гидратов в природных газах с высоким давлением при транспортировке или в ходе криогенной переработки газа (извлечение ШФЛУ/СНГ, производство СПГ). Осушка также применяется для предотвращения коррозии, вызванной сконденсированной водой в потоках высокосернистого газа [28]. Выбор способа осушки газа – важный шаг, что обусловлено различной практической значимостью каждого отдельно взятого подхода и его применимостью на практике. Коммерческое применение нашли следующие способы: 1. Физические методы: - Абсорбция – Осушка газа при помощи жидких поглотителей; - Адсорбция – Осушка газа при помощи твердых поглотителей. - Конденсация – Охлаждение с впрыском ингибиторов гидратообразования (гликолей или метанола); - Мембраны – На основе эластомеров или стеклообразных полимеров; 2. Химические методы: - Гигроскопичные соли обычно хлориды металлов (CaCL2 и пр.); 3. Комбинированные методы. - Осушка газа впрыском гликоля и т.д. 2.2. Виды методов осушки газа Для осушки газа применяются различные технологии. Если для целей процесса не требуется достижение очень низких значений точки росы по воде, целесообразно предусмотреть подачу метанола и осушку силикагелем, в частности для транспортировки газа. Когда требуются более низкие значения точки росы, как это бывает в большинстве случаев, предусматривается осушка гликолем (МЭГ, ДЭГ и в основном ТЭГ) в диапазоне от -10 °C до -40 °C. В случае извлечения ШФЛУ и производства СПГ, когда требуются значения точки росы по воде ниже -80°C, можно использовать молекулярные сита. Осушка на молекулярных ситах: молекулярные сита представляют собой кристаллические высокопористые материалы, состоящие из алюмосиликатов, и характеризующиеся очень большой внутренней поверхностью с высокими адсорбирующими свойствами, позволяющими достичь очень низкого содержания остаточной воды в подготовленном газе, как правило, в диапазоне от 0,1 ppm об. до 1 ppm об. Молекулярные сита также могут применяться для осушки ШФЛУ или легкого конденсата на уровне ppm. Обычно применяются молекулярные сита типов 3A и 4A в зависимости от состава сырья. В особенности рекомендуется тип 3A для минимизации образования COS, когда сырье содержит CO2 и H2S, тогда как для осушки ШФЛУ, как правило, применяются сита типа 5A. Предусмотрен циклический режим работы после насыщения слоя молекулярных сит водой он регенерируется путем нагрева и последующего охлаждения для восстановления адсорбирующей способности. Регенерация обычно осуществляется по схеме замкнутого контура, в которой газом регенерации является отдув осушенного подготовленного газа и нагнетаемый посредством компрессора регенерации [10].
Условия покупки ?
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 93 страницы
5500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 56 страниц
1000 руб.
Служба поддержки сервиса
+7 (499) 346-70-XX
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg