Анализ эффективности методов подготовки природного газа в условиях крайнего севера на примере газового месторождения Каменномысское-море (ЯНАО)

Магистерская диссертационная работа содержит 143 страниц, 13 рисунков,18 таблиц, 8 приложений, 35 источников.Объектом исследования является технология подготовки природного газа на месторождении. Актуальность темы: одной и важнейших научно- технических и производственных проблем в области подготовки природного газа к дальнему транспорту, в соответствии с отраслевыми стандартами, является выбор и дальнейшая оптимизация процесса промысловой подготовки и переработки продукции скважин за весь период разработки и эксплуатации газовых скважин.При определении метода подготовки газа в условиях Крайнего севера так же остается актуальным вопрос выбора ингибитора гидратообразования.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ …………………………….. 13
ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………………………………… 14
Глава 1. Оценка технического уровня технологий подготовки газа …………… 16
1.1 Факторы влияющие на процесс низкотемпературной сепарации …………. 22
1.2 Факторы влияющие на процесс абсорбционной осушки………………………. 24
1.3 Оценка технического уровня подготовки газа за рубежом …………………… 27
1.4 Основные выводы ………………………………………………………………………………. 28
Глава 2. Характеристика месторождения Х ………………………………………………. 30
2.1 Физико-географическая характеристика района ………………………………….. 30
2.2 Основные показатели разработки месторождения ……………………………….. 30
2.3 Геология месторождения Х …………………………………………………………………. 30
2.4 Основные положения обустройства месторождения ……………………………. 30
Глава 3. Анализ технологий подготовки природного газа …………………………. 31
3.1 Существующая инфраструктура Z НГКМ ………………………………………….. 31
3.2 Технологические показатели разработки месторождения и основные
требования по подготовке природного газа ………………………………………………. 32
3.3 Технология низкотемпературной сепарации ……………………………………….. 36
3.4 Низкотемпературная сепарация с использованием дросселя ………………… 36
3.5 Низкотемпературная сепарация с использованием турбодетандерных
агрегатов ………………………………………………………………………………………………….. 39
3.6 Абсорбционная осушка газа……………………………………………………………….. 41
3.7 Сравнительная характеристика абсорбентов и выбор наиболее
эффективного …………………………………………………………………………………………… 42
3.8 Технологический расчет абсорбера……………………………………………………… 44
3.9 Применение абсорбционной осушки для подготовки газа ……………………. 44
3.10 Применение перспективной технологии сверхзвуковой сепарации при
подготовке природного газа ……………………………………………………………………… 48
3.11 Обоснование выбора ингибитора гидратообразования ……………………… 51
3.12 Варианты подачи ингибитора гидратообразования в зависимости от
технологии подготовки газа ……………………………………………………………………… 52
3.13 Расчет расхода ингибитора гидратообразования………………………………… 55
Глава 4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение…………………………………………………………………………………… 60
4.1 Экономическое обоснование рентабельности применения УКПГ ………… 60
4.1 Построение модели денежных потоков ……………………………………………….. 61
4.2 Капитальные затраты ………………………………………………………………………….. 65
4.3 Операционные затраты ……………………………………………………………………….. 68
4.4 Расчет показателей эффективности……………………………………………………… 69
4.5 Анализ чувствительности проекта ………………………………………………………. 96
Выводы к главе 4 ……………………………………………………………………………………… 97
Глава 5. Социальная ответственность ……………………………………………………….. 98
Введение ………………………………………………………………………………………………….. 98
5.1 Производственная безопасность………………………………………………………….. 98
5.1.1 Анализ вредных производственных факторов ……………………………………………..98
5.1.1.1 Отклонение показателей микроклимата……………………………………………………….99
5 .1.2 Анализ опасных производственных факторов ……………………………………………103
5.2 Экологическая безопасность ……………………………………………………………… 106
5.2.1. Защита атмосферы ……………………………………………………………………………………………….106
5.2.2. Защита гидросферы……………………………………………………………………………………………..109
5.2.3. Защита литосферы ……………………………………………………………………………………………….109
5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях …………………………………………… 110
5.4. Организационные мероприятия по промышленной безопасности ……… 112
5.4.1. Организационные мероприятия ………………………………………………………………………113
Список публикаций студента ………………………………………………………………….. 116
Список использованных источников ………………………………………………………. 118
Приложение 5 ………………………………………………………………………………………… 121
Приложение 6 ………………………………………………………………………………………… 122
Liquid dehydrators and their properties ………………………………………………………. 123
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АВО – аппарат воздушного охлаждения;
ВМР – водометанольный раствор;
ГКС – газокомпрессорная станция;
ГМКМ – газовое месторождение Х;
ДКС – дожимная компрессорная станция;
ДЭГ – диэтиленгликоль;
МФА – многофункциональный абсорбер;
НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение;
НТК – никзотемпературная конденсация;
НТС – низкотемпературная сепарация;
СОГ – станция охлаждения газа;
ТДА – турбодетандерный агрегат;
ТЭГ – триэтиленгликоль;
УКПГ – установка комплексной подготовки газа;
УППГ – установка предварительной подготовки газа;
УРМ – установка регенерации метанола.

Был проведен анализ методов подготовки газа Х, рассмотрены
основные способы, получившие свое распространение в той или ной степени
на различных месторождениях не только на территории Российской
Федерации, но и во всем мире. Основным критериями, определяющими
выбор того или иного метода подготовки «товарного» газа, являются проста
и надежность при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах.
Оптимальными технологиями являются метод низкотемпературной
сепарации (с помощью дросселя или турбодетандерного агрегата) и
абсорбционная осушка. Технология низкотемпературной сепарации
получила широкое применение на газоконденсатьных объектах добычи газа.
Был проведен расчет абсорбера, сравнительный анализ ингибиторов
гидратообразования.
В качестве ингибирования гидратообразования в системе сбора
пластового газа и для технологии подготовки газа принят метанол как
наиболее апробированный и надежно зарекомендовавший себя в
отечественной газовой промышленности ингибитор гидратообразования.
Использование метанола позволит гарантированно защитить
трубопроводы сбора и установку подготовки газа от образования гидратов и
обеспечить их надежную эксплуатацию на протяжении всего периода
разработки.
Одной из основных задачи повышения эффективности УКПГ являлось
снижение потерь абсорбента с осушенным газом и парами влаги при
регенерации. Для этого взамен применяемого ДЭГа была выбрана и
предложена альтернатива в виде ТЭГа.
Анализ влияния расхода предложенных осушителей на снижение точки
росы по влаге показал, что в зимний период предложенные абсорбенты
незначительно конкурируют с уже применяемым ДЭГом , однако в летний
период, когда температура газа и окружающего воздуха близка и превышает
25°C, ТЭГ имеет значительное преимущество. Потери ТЭГа в 2,5-3 раза
меньше, а расход в летний период позволяет достигать требуемых точек росы
по влагосодержанию, в то время как ДЭГ не мог справиться с поставленными
задачами и требовал дополнительного охлаждения газа, что требует
дополнительных затрат.
ТЭГ являетсЯ дорогим абсорбентом, он дороже ДЭГа в 2 раза, но
потери последнего с сухим газом в четыре раза выше по сравнению с ТЭГом,
что подтверждает правильность выбора предложенного осушителя.
Выполнены прогнозные расчеты экономической эффективности до
2030 года. Были получены следующие значения показателей:
– чистый дисконтированный доход = 25478 тыс. руб.;
– внутренняя норма доходности = 142,36 %;
– индекс доходности = 5,23;
– срок окупаемости = 2,5 лет.
ЧДД неотрицательный и поэтому проект можно считать эффективным.
Срок окупаемости проекта 2,5 лет.
В заключении необходимо отметить, что в данной работе основной
акцент был сделан на технологическую составляющую. Повышение
эффективности УКПГ не должно ограничиваться только
технологией,немаловажным является модернизация аппаратов УКПГ, чему в
настоящее время уделяется значительное внимание констукторов и
проектировщиков.
Список публикаций студента
1. Конверсия пропан-бутановой фракции в арены на цеолитных
катализаторах, модифицированных оксидами галлия / Д. С. Мигачёва [и др.] ;
науч. рук. В. И. Ерофеев // Проблемы геологии и освоения недр : труды XIX
Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и
молодых ученых, посвященного 70-летнему юбилею Победы советского
народа над фашистской Германией, Томск, 6-10 апреля 2015 г. : в 2 т. —
Томск : Изд-во ТПУ, 2015. — Т. 2. — [С. 175-178].
2. Мигачёва Д. С. Влияние добавок оксида цинка на каталитическую
активность цеолитных катализаторов в процессе конверсии пропан-
бутановой фракции попутных нефтяных газов / Д. С. Мигачёва, В. В.
Хасанов ; науч. рук. В. И. Ерофеев // Проблемы геологии и освоения недр :
труды XX Международного симпозиума имени академика М. А. Усова
студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня основания
Томского политехнического университета, Томск, 4-8 апреля 2016 г. : в 2 т.
— Томск : Изд-во ТПУ, 2016. — Т. 2. — [С. 527-529].
3. Мигачёва Д. С. Конверсия пропан-бутановой фракции в арены на
цеолитных катализаторах, модифицированных оксидом цинка / Д. С.
Мигачёва, В. В. Хасанов, В. И. Ерофеев ; науч. рук. В. И. Ерофеев //
Творчество юных – шаг в успешное будущее : Арктика и её освоение :
материалы X Всероссийской научной молодежной конференции с
международным участием с элементами научной школы имени профессора
М.К. Коровина, г. Томск, 29 мая-2 июня 2017 г. — Томск : Изд-во ТПУ, 2017.
— [С. 361-364].
4. Джалилова С. Н. Получение жидких углеводородов из попутных
нефтяных газов C3-C4 на цеолитсодержащих катализаторах / С. Н.
Джалилова, Д. С. Мигачёва ; науч. рук. В. И. Ерофеев // Химия и химическая
технология в XXI веке : материалы XVIII Международной научно-
практической конференции студентов и молодых ученых имени профессора
Л.П. Кулёва, 29 мая-1 июня 2017 г., г. Томск. — Томск : Изд-во ТПУ, 2017.
— [С. 295-296].
5. Мигачёва Д. С. Реологические характеристики буровых растворов /
Д. С. Мигачёва, Д. В. Педаш ; науч. рук. С. Н. Харламов // Проблемы
геологии и освоения недр : труды XXI Международного симпозиума имени
академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 130-
летию со дня рождения профессора М. И. Кучина, Томск, 3-7 апреля 2017 г. :
в 2 т. — Томск : Изд-во ТПУ, 2017. — Т. 2. — [С. 731-732].