Повышение эффективности абсорбционной осушки газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении
В данной работе представлены основные проблемы, характерные для периода падающей добычи при разработке газовых залежей. С целью решения описанных проблем предлагается способ повышение эффективности процесса подготовки газа путем введение двухстадийной абсорбции.
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………………………. 12
1 Обзор литературы …………………………………………………………………………………….. 16
2 Теоретическое описание процесса абсорбционной осушки природного газа . 20
3 Объект исследования ………………………………………………………………………………… 25
3.1 Геолого-промысловая характеристика месторождения ……………………………. 25
3.1.1 Геологическое строение месторождения………………………………………………. 27
3.1.2 Физико-химическая характеристика газа ……………………………………………… 29
3.2 Описание технологического процесса …………………………………………………….. 31
3.2.1 Газосборная сеть …………………………………………………………………………………. 31
3.2.2 Дожимная компрессорная станция……………………………………………………….. 35
3.2.3 Установка комплексной подготовки газа ……………………………………………… 36
3.2.3.1 Осушка и охлаждение газа ………………………………………………………………… 36
3.2.3.2 Регенерация ДЭГа …………………………………………………………………………….. 38
4 Определение проблемы и задач исследования …………………………………………… 40
5 Повышение эффективности абсорбционной осушки ………………………………….. 44
5.1 Методика исследования………………………………………………………………………….. 44
5.2 Моделирующая среда Honeywell Unisim Design ……………………………………… 45
5.3 Исследование действующей установки комплексной подготовки газа …….. 49
5.3.1 Анализ влияния температуры контакта газ-ДЭГ на эффективность осушки
……………………………………………………………………………………………………………………. 51
5.3.2 Анализ влияния давления в абсорбере на эффективность осушки ………… 55
5.3.3 Анализ влияния концентрации и вида регенерированного абсорбента на
эффективность осушки ………………………………………………………………………………… 60
5.4 Модернизация действующей технологии абсорбционной осушки природного
газа. Введение двухстадийной абсорбции …………………………………………………….. 65
5.4.1 Моделирование двухстадийной абсорбции газа ……………………………………. 67
5.4.2 Анализ влияния режима работы абсорберов на технологические параметры
работы предлагаемой установки ………………………………………………………………….. 69
6 Результаты исследования и сравнительный анализ ……………………………………. 74
7 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение ……. 79
7.1 Расчет капитальных вложений ……………………………………………………………….. 79
7.2 Расчет дополнительных эксплуатационных издержек …………………………….. 80
7.3 Расчет экономических показателей…………………………………………………………. 81
7.4 Выводы по разделу…………………………………………………………………………………. 84
8 Социальная ответственность …………………………………………………………………….. 86
8.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности …………. 86
8.2 Производственная безопасность……………………………………………………………… 88
8.2.1 Анализ вредных производственных факторов ………………………………………. 89
8.2.2 Анализ опасных факторов ……………………………………………………………………. 97
8.3 Экологическая безопасность …………………………………………………………………. 100
8.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ………………………………………………. 103
8.5 Выводы по разделу……………………………………………………………………………….. 104
ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………………………………………. 105
Список использованных источников ………………………………………………………….. 109
Приложение I …………………………………………………………………………………………….. 112
Газовая промышленность, ведущая отрасль топливно-энергетического
комплекса страны, осуществляет важнейшие функции в экономике России и
поддержании ее энергетической безопасности.
Россия занимает первое место в мире по количеству запасов природного
газа. По состоянию на конец 2017 года объем разведанных запасов голубого
топлива составляет 193,5 трлн м3, из которых, по статистической оценке BP, на
Россию приходится 35 трлн м3. По объему годовой добычи в 2017 году
Российская Федерация уступила лишь США, достигнув отметки в 635,6 млрд
стандартных м3. Прирост добычи по сравнению с 2016 годом составил 8,2%, что
также подчеркивает значимость газовой промышленности для страны [1].
Ямало-Ненецкий автономный округ является регионом, в котором
сосредоточены основные запасы газа России. На его территории расположено 32
месторождения, в которых залегает 26,5 трлн м3 газа и 1,6 млрд тонн газового
конденсата. Некоторые уникальные месторождения находятся лишь на
начальной стадии либо готовятся к разработке, такие как Бованенковское (4,9
трлн м3), Крузенштернское (2 трлн м3) и Харасавэйское (1,9 трлн м3). Однако
большинство из них находятся на завершающей стадии и добыча газа на них
неуклонно падает. К таковым относятся Уренгойское, Медвежье, Русское и
Ямбургское.
Подготовка газа к транспорту осуществляется по технологии
абсорбционной осушки. Период падающей добычи характеризуется
следующими особенностями: падение отборов газа по причине истощения
месторождения; осложнения эксплуатации низкодебитных скважин при
существующей системе сбора газа; повышение влагосодержания газа, снижение
массообменной эффективности абсорберов при понижении рабочего давления и
повышенных температурах контакта в компрессорный период эксплуатации
месторождений; загрязнение диэтиленгликоля из-за обводнённости скважин и
увеличения времени циркуляции гликоля; неэффективная работа аппаратов
воздушного охлаждения, дожимных компрессорных станций и т.д.
Количество воды, содержащейся в потоке добываемого газа, напрямую
зависит от пластового давления, а значит и от времени разработки. В связи с этим
основной трудностью, присущей газовым и газоконденсатным месторождениям
на завершающей стадии разработки, является повышенное влагосодержание.
Увеличивающееся количество выносимой с газом пластовой воды создает
большой список проблем для достижения регламентируемой точки росы
подготовленного газа по воде, среди которых следующие:
повышенный расход абсорбента в системе его циркуляции по
установке комплексной подготовки;
минерализованная вода и продукты термического разложения,
образовывающиеся при повышенных температурах регенерации, снижают
сорбционную способность абсорбента;
увеличивается скорость движения потока газа, в связи с чем
повышается унос абсорбента из системы подготовки;
пластовая вода, являясь причиной коррозии оборудования, снижает его
срок службы;
возникает необходимость более частой замены абсорбента;
повышаются энергетические затраты на функционирование
оборудования.
Перечисленные факторы определяют актуальность проблемы повышения
энерго- и – ресурсоэффективности процесса подготовки газа на для достижения
запланированных объемов добычи и требуемых показателей качества. Кроме
того, в условиях вечной мерзлоты и сурового заполярного климата вопросы
обеспечения надежности, промышленной и экологической безопасности играют
важнейшую роль.
С этой целью в настоящей диссертации рассмотрены энерго- и
ресурсосберегающие технические решения, направленные на оптимизацию
работы установок осушки газа. К рассматриваемым решениям относятся:
изменение термобарических условий работы абсорберов;
повышение концентрации регенерированного абсорбента;
замена используемого абсорбента на более эффективный.
Также предлагается внедрение технологии двухступенчатой осушки газа,
при которой насыщенный абсорбент из второй ступени осушки используется
повторно в первой ступени. Данный вопрос слабо раскрыт в научно-технической
литературе и требует более подробного рассмотрения с привлечением больших
затрат, как временных, так и материальных.
Двухступенчатая осушка применяется не так широко, однако она нашла
место при подготовке газа на Уренгойском месторождении в период падающей
добычи, показав высокую надежность и стабильность работы установки
комплексной подготовки, а также сравнительно менее затратное достижение
необходимой точки росы газа по воде
Целью работы является рассмотрение возможности применения
двухступенчатой осушки газа на газовом промысле №4 Ямбургского
месторождения и определение ожидаемого эффекта от внедрения
рассматриваемой технологии.
Объектом исследования является Ямбургское нефтегазоконденсатное
месторождение и осуществляемая при его разработке технология добычи и
подготовки природного газа.
Предметом исследования является технология подготовки газа на
установке комплексной подготовки газа №4 Ямбургского
нефтегазоконденсатного месторождения.
Для реализации технических решений на практике, необходимо решить
следующие задачи:
изучить геолого-промысловую характеристику месторождения;
провести анализ эксплуатации системы сбора газа;
смоделировать технологический процесс подготовки газа;
провести анализ влияния различных факторов на параметры установки;
изучить возможность внедрения технологии двухстадийной осушки и
определить положительный эффект от данной модернизации;
рассчитать экономическую эффективность от внедрения проекта;
проверить основные факторы, влияющие на человека при проведении
необходимых работ.
1 Обзор литературы
Падение пластового давления в период падающей добычи приводит к
ряду проблем, затрудняющих процесс подготовки природного газа к
магистральному транспорту. К основным из них относятся увеличивающееся
влагосодержание добываемого потока, а также введение дожимных
компрессорных станций, нагревающих газ при сжатии. Дальнейшее снижение
отборов газа и пластового давление будет приводить к необходимости
обеспечения регламентируемой степени осушки природного газа, что при работе
установки комплексной подготовки газа на текущем режиме будет трудно
достижимо либо недостижимо вовсе. В связи с этим в работе был рассмотрен
вариант повышения эффективности действующей технологии подготовки
природного газа путем введения двухстадийной осушки на разных
термобарический режимах ступеней осушки.
Для определения зависимости качества осушки природного газа от
различных факторов в моделирующей среде Honeywell Unisim Design были
проведены исследования влияния таких параметров, как
температура контакта газ-ДЭГ;
давление в абсорбере;
концентрация абсорбента;
вид абсорбента,
на технологические показатели работы действующей установки
комплексной подготовки газа, к которым были отнесены
точка росы по воде осушенного газа;
кратность циркуляции абсорбента;
количество уносимого потоком осушенного газа абсорбента;
потребляемая насосом мощность для подачи абсорбента в абсорбер;
энергетическая нагрузка колонны регенерации.
В результате было выяснено, что наиболее предпочтительно проведение
абсорбции при минимально возможных температурах контакта газ-ДЭГ,
поскольку это позволяет снизить кратность циркуляции ДЭГа, а также мощность
насоса регенерированного ДЭГа, потери гликоля с осушенным газом и тепловую
нагрузку на колонну регенерации. Выявлено, что минимальная температура, при
которой достигается наиболее оптимальные параметры работы системы,
составляет 5 °С. Данная температура определяется вязкостью абсорбента и его
поглотительной способностью. Снижение температуры контакта газ-ДЭГ с 15 °С
до 5 °С приводит к снижению кратности циркуляции абсорбента почти в два
раза, при этом пропорционально снижаются нагрузки на насос подачи
регенерированного ДЭГа и колонну регенерации. Снижение температуры также
приводит к значительному снижению потерь ДЭГа в испарённом виде: от 0,324
кг/ч при 15 °С до 0,117 кг/ч при 5 °С.
Исследование влияния давления на эффективность осушки показало, что
повышение давление приводит к снижению расхода регенерированного ДЭГа, а
также потерь гликоля с осушенным газом. При проведении осушки на
максимально возможном давлении (7,5 МПа) кратность циркуляции ДЭГа
снижается на 23,6 %, при этом потери гликоля с осушенным газом также
снижаются на 15,7 % вследствие снижения капельного уноса.
Концентрация регенерированного гликоля и его вид также играет
значительную роль в процессе абсорбции. Повышение концентрации
регенерированного ДЭГа проводит к более глубокой осушке газа при
использовании меньшего количества ресурсов. Замена ДЭГа на ТЭГ позволяет
проводить осушку природного при высоких температурах контакта (до 25 °С) в
теплый период года.
Моделирование двухстадийной осушки природного газа на УКПГ-4
Ямбургского месторождения показало, что внедрение данной технологии
позволяет повысить эффективность процесса подготовки добываемого потока к
магистральному транспорту. Выяснено, что введение второй ступени абсорбции
позволяет сократить расход регенерированного ДЭГа в 2,65 раза (от 3189 кг/ч до
1205 кг/ч). При этом снижается мощность насоса, подающего абсорбент в
систему, на 43 %. Немаловажно то, что введение предложенной модернизации
технологии приводит к снижению капельного уноса на 15,8 % (от 2,42 кг/ч до
1,85 кг/ч), что снижает потребность в подпитке системы свежим гликолем.
В пользу внедрения двухстадийной осушки также говорит тот факт, что
на действующей УКПГ-4 имеется простаивающее оборудование, необходимое
для модернизации: из девяти имеющихся технологических ниток цеха осушки
газа, работавших со времен периода постоянной добычи, в настоящий момент
эксплуатируются лишь три нитки. В связи с этим введение двухстадийной
осушки могло бы произвестись с минимальными капитальными затратами. К
тому же, это позволит вывести неактивное оборудование из простоя, тем самым
повысив эффективность процесса.
Список публикаций
1. А.А. Серебрянников, Б.О. Шагдуров Анализ эффективности
применения противотурбулентных присадок на нефтепродуктопроводах.
Проблемы геологии и освоения недр: труды XXII Международного симпозиума
имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 155-
летию со дня рождения академика В.А. Обручева, 135-летию со дня рождения
академика М.А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы, и
110-летию первого выпуска горных инженеров в Сибири. В 2-х томах. Том 2 /
Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского
политехнического университета, 2018. – 922 с.
1. Статистический обзор мировой энергетики [Электронный ресурс] :
Ежегодный обзор состояния мировой энергетики за 2017 год, составляемый BP.
URL: https://www.bp.com, свободный. — Яз. англ. Дата обращения: 30.03.2018.
2. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и
промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: Недра,
1999. – 473 с.
3. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов: пер.с анг. под
редакцией С.Ф. Гудкова. -М.: Недра, 1977, 345 с.
4. Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым
терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный
университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С.
Новик. 2004.
5. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к
дальнему транспорту. – Л.: Недра, 2008. – 161 с.
6. Шешуков Н.Л.Сбор и подготовка продукции газовых и
газоконденсатныхместорождений.–Учебноепособие.–Тюменский
государственный нефтегазовый университет – Тюмень, 2013. – 100 с.
7. Химическая энциклопедия / Редкол.: Кнунянц И.Л. и др.. — М.:
Советская энциклопедия, 1988. — Т. 1 (Абл-Дар). — 623 с.
8. Вяхирев Р. И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М. Разработка и
эксплуатация газовых месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. –
880 с.
9. Истомин В.А., Ефимов Ю.Н. Усовершенствованная технологическая
схема двухстадийной абсорбционной осушки газа на северных месторождениях
// Сб. науч.трудов: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений
Крайнего Севера. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. -с.59-72.
10. СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и
транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия.
11. ГОСТ 20060-83. Газы горючие природные. Методы определения
содержания водяных паров и точки росы влаги.
12. Дымент О.Н., Казанский К.С., Мирошников А.М. Гликоли и другие
производные окиси этилена и пропилена. – М.: Химия, 1976. – 376 с.
13. Отчет по геологии и разработке месторождений предприятия
“Газпром Добыча Ямбург” – 2010 г. – ПАО Газпром. – 220 с.
14. Технологический регламент эксплуатации установки комплексной
подготовки газа ГП-4 Ямбургского НГКМ. – 2013 г. – 269 с.
15. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и
природных газов. – М.: Химия, 1981. – 472 с.
16. Honeywell Unisim Design Brochure [Электронный ресурс] — URL:
https://www.honeywellprocess.com, свободный. — Яз. англ. Дата обращения:
30.01.2019.
17. Mihaela Neagu, Diana Luciana Cursaru Technical and economic
evaluations of the triethylene glycol regeneration processes in natural gas dehydration
plants – Journal of Natural Gas Science and Engineering №37 (2017) p.327–340
18. “Трудовой кодекс Российской Федерации” от 30.12.2001 N 197-ФЗ
19. СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату
производственных помещений
20. ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Шум. Общие требования безопасности
21. ГОСТ 12.4.051-87 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Средства индивидуальной защиты органа слуха. Общие технические требования
и методы испытаний
22. ГОСТ 12.1.012-78 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Вибрационная безопасность. Общие требования
23. ГОСТ 12.1.005-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
24. ГОСТ Р 52630-2012 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие
технические условия
25. ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Средствазащитыотстатическогоэлектричества.Общиетехнические
требования
26. ГОСТ 12.1.019-2017 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
27. ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Пожарная безопасность. Общие требования
28. ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка
29. СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты
зданий, сооружений и промышленных коммуникаций
Последние выполненные заказы
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
5 (9 отзывов)
4.6 (71 отзыв)
4.2 (13 отзывов)
4.8 (9 отзывов)
4.6 (92 отзыва)
5 (44 отзыва)
5 (20 отзывов)
5 (285 отзывов)
4.8 (211 отзывов)
