Повышение эффективности технологии подготовки газа на Мыльджинском нефтегазоконденсатном месторождении (Томская область)

Объект исследования: технология подготовки газа по методу низкотемпературной сепарации. Цель работы: предложить способ поддержания заданного технологического режима в низкотемпературном сепараторе в период компрессорной эксплуатации установки подготовки газа. В результате исследования предложена технология низкотемпературной сепарации с использованием двухступенчатого компримирования газа, что позволяет обеспечить в низкотемпературном сепараторе температуру на уровне минус 25оС и повысить степень осушки газа в 2,5 раза. Смоделирована модернизированная технология подготовки сырого газа. Область применения: установка подготовки газа Мыльджинского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассчитанная экономическая эффективнос

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………10
1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ
ГАЗА………………………………………………………………………………12
1.1 Основные факторы, влияющие на процесс НТС………………………..12
1.2 Достоинства и недостатки установки НТС……………………………..13
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ВАРИАНТЫ МОДЕРНИЗАЦИИ УЗЛА
ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА НА УКПГ………………………………………………15
2.1 Процесс дросселирования………………………………………………..16
2.2 Процесс эжектирования…………………………………………………..19
2.3 НТС с внешним холодильным циклом…………………………………..20
2.4 НТС с газодинамическим сепаратором………………………………….21
2.5 Технология НТС с ТДА…………………………………………………..21
3 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ………………………………26
4 ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ…………………………………..30
4.1. Характеристика сырья УКПГ МГКМ……………………………………30
4.1.1 Физико-химические свойства сухого природного газа…………….31
4.1.2 Физико-химические свойства нестабильного конденсата..……….32
4.2 Характеристика установки……………………………………………….34
4.3 Технология подготовки газа………………………………………………35
4.4 Характеристика программного комплекса HYSYS…………………….40
5 МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА……………….44
6 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ……………………………………………………….51
6.1 Основные фонды………………………………………………………….51
6.2 Затраты на монтаж компрессорной установки…………………………52
6.3 Общие данные оборудования горизонтальной насосной установки…53
6.4 Амортизационные отчисления для оборудования компрессорной ….54
6.5 Нормативный показатель затрат на все виды ремонта для каждого
оборудования компрессорной установки………………………………………57
6.6 Нормативный показатель затрат на замену быстроизнашивающихся
частей……………………………………………………………………………..59
6.7 Нормативные затраты на энергоносители………………………………63
6.8 Нормативный показатель затрат на смазочные материалы ……………64
6.9 Нормативные показатели затрат на гидравлическую жидкость………65
6.10 Стоимость эксплуатации машины в год……………………………….66
6.11 Расчет экономического дохода при использовании горизонтальной
насосной установки………………………………………………………………67
6.12 Оценка экономической эффективности………………………………..67
7 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ……………………………………..71
7.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности…..72
7.1.1 Специальные (характерные для проектируемой рабочей зоны)
правовые нормы трудового законодательства…………………………………72
7.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны….73
7.2 Производственная безопасность…………………………………………75
7.2.1 Анализ вредных факторов…………………………………………75
7.2.2 Анализ опасных факторов…………………………………………82
7.3 Экологическая безопасность……………………………………………..84
7.3.1 Анализ воздействия объекта на атмосферу………………………84
7.3.2 Анализ воздействия объекта на гидросферу……………………..85
7.3.3 Анализ воздействия объекта на литосферу………………………85
7.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях……………………………….85
7.4.1 Анализ возможных ЧС…………………………………………….86
7.4.2 Меры по предупреждению пожаробезопасности……………….86
7.4.3 Действия в результате возникшей ЧС и меры по ликвидации её
последствий………………………………………………………………………88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….…90
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………….……92
ПРИЛОЖЕНИЕ А………………………………………………………….……95
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа 94 с., 9 рис., 11 табл., 24
источников, 1 прил.
Ключевые слова: сырой газ, пластовое давление, дросселирование,
эффект Джоуля-Томсона, низкотемпературный сепаратор, товарный газ,
точка росы, турбодетандер-компрессорный агрегат, нестабильный конденсат.
Объектом исследования является технология подготовки газа по
методу низкотемпературной сепарации.
Цель работы – предложить способ поддержания заданного
технологического режима в низкотемпературном сепараторе в период
компрессорной эксплуатации установки подготовки газа.
В результате исследования в программном комплексе HYSYS.
предложена технология низкотемпературной сепарации с использованием
турбодетандера и двухступенчатым компримированием газа перед
турбодетандером, разработана модернизированная технология подготовки
газа, выполнен расчет экономической эффективности проекта.
Турбодетандер-компрессорный агрегат L-3000 с номинальным расходом по
газу 190000 м3/ч позволяет обеспечить в низкотемпературном сепараторе
температуру на уровне минус 25 оС и повысить степень осушки газа в 2,5
раза. Двухступенчатое компримирование газа перед ТДКА создает
необходимый перепад давления на рабочем колесе детандера для
эффективной подготовки газа.
Область применения: установки подготовки газа на
нефтегазоконденсатных месторождениях
Экономическая эффективность работы проекта обусловлена
поддержанием заданного технологического режима при снижении входных
параметров, а именно: начального давления, что не приведет к естественному
снижению проектных мощностей, а также даст дополнительный рост
производительности (сухой газ, стабильный конденсат, пропан-бутановая
смесь).
Обозначения и сокращения
УКПГ – установка комплексной подготовки газа;
ТДКА – турбодетандер компрессорный агрегат;
БКС – блочная компрессорная станция;
ННГ – низконапорный газ;
ДКС – дожимная компрессорная станция;
УДСК – установка деэтанизации и стабилизации конденсата;
УКУГ – узел коммерческого учета газа;
МПГ – модуль подготовки газа;
УВШ – узел входа шлейфов;
БТВРМ – блок травления, выветривания и распределения метанола;
РСМ – расходный склад метанола;
РЖ – разделитель жидкости;
КГС – «казанский» газосепаратор;
СВГС – «северо-васюганский» газосепаратор;
ВГ – выветриватель газа;
СВГКМ – Северо-васюганское газоконденсатное месторождение;
КНГКМ – казанское нефтегазоконденстаное месторождение;
ГНП – газонаполнительный пункт;
МГКМ – Мыльджинское газоконденсатное месторождение;
СПБТ – смесь пропана и бутана технического;
НК – нестабильный конденсат;
СИЗ – средства индивидуальной защиты.

Согласно проведенным исследованиям, были выявлены опасные и
вредные факторы, возникающие при эксплуатации технологического
оборудования ДКС и УКПГ, а также проведен анализ вредного воздействия
объекта на экологию. Разобраны методы безопасного введения
технологических работ. Организация придает большое значение
экологической безопасности и охране окружающей среды. «Томскгазпром»
полностью соблюдает правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время в Томской области для подготовки природного
газа на УКПГ газоконденсатных месторождений применяется технология
низкотемпературной сепарации с использованием процесса дросселирования,
которая при определенных условиях позволяет добиться высокой степени
осушки газа. Преимуществом данной технологии являются относительно не
высокие затраты на специальные оборудование и реагенты, низкая энерго- и
металлоемкость. Но эффективность данной технологии снижается по мере
уменьшения входного давления перед УКПГ.
Литературный обзор показал, что при всем многообразии вариантов
технологии низкотемпературной сепарации, их применимость зависит от
объемов добываемого газа, от стадии разработки месторождения, от
масштабов и нужд промысла, его географического положения, а также
экономической целесообразности внедрения той или иной технологии.
При текущей динамике изменения пластового давления на
Мыльджинском газоконденсатном месторождении проблема снижения
перепада давления на детандере, а так же низкий перепад давления для
нормальной эксплуатации эжектора для утилизации низконапорного газа
являются актуальными вопросами.
Исходя из конкретной ситуации на УКПГ Мыльджинского
газоконденсатного месторождения, для поддержания технологического
режима низкотемпературного сепаратора предложена модернизация узла
дожимной компрессорной станции.
Технологическая эффективность модернизации установки подготовки
газа позволит улучшить степень осушки газа в Х раза, так как точка росы по
углеводородам понизилась с минус Х С0 до минус Х С0. С понижением точки
росы увеличится количество жидких углеводородов (нестабильного
конденсата) с Х т/час до Х т/час, примерно в Х раза, что приведет к
увеличению объемов стабильного конденсата и ПБФ.
Согласно проведенным исследованиям, расходы компании на
внедрение в систему УКПГ второй ступени компримирования и годовое
обслуживание компрессорной установки на Мыльджинском месторождении
составят Х млн. руб. Данная реконструкция экономически эффективна, также
при внедрении новой системы будет получен дополнительный дебит газа в
размере Х тыс.м3/год. Доход компании по предварительным расчетам
составит Х млрд. руб. за один год.