Анализ эффективности применения методов предупреждения и ликвидации газогидратных отложений в системах добычи газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНАО)

Многие газовые и газоконденсатные месторождения в РФ находятся на завершающей стадии разработки газовых месторождений снижаются пластовое давление и объемы добываемого газа, увеличивается влагосодержание пластового газа, а также количество выносимой пластовой
воды. Это приводит к возникновению дополнительных технологических осложнений эксплуатации, влияющих на стабильную работу систем добычи и подготовки газа. В частности, в промысловых системах возникают риски образования не только гидратов (как на начальной стадии разработки), но и отложений льда (в зимнее время года). Для предупреждения как льдообразования, так и гидратобразования применяется метанол. Физико-химические свойства метилового спирта и относительная дешевизна, делают использование метанола как ингибитора.

Введение ………………………………………………………………………………………………….. 16
1 Общая характеристика гидратов и условия их образования ……………………. 18
1.1 Гидраты природных газов ……………………………………………………………….. 18
1.2 Условия образования гидратов газа ………………………………………………….. 20
1.3 Образование гидратов в системах добычи, сбора и подготовки
природного газа на ЯНГКМ …………………………………………………………………… 24
1.4 Методы борьбы с газогидратами на ЯНГКМ ……………………………………….. 28
1.4.1 Химический метод предупреждения гидратообразования ………………. 28
1.4.2 Оборудование скважины ……………………………………………………………….. 32
1.4.3 Методика расчета расхода ингибитора…………………………………………… 36
1.5 Технологии снижения расхода метанола……………………………………………… 38
1.5.1 Регенерация метанола методом ректификации ………………………………. 39
1.5.2 Регенерация метанола методом отдувки ………………………………………… 42
2. Сведения о месторождении …………………………………………………………………… 44
2.1 Общая характеристика ЯНГКМ ……………………………………………………….. 44
2.1 Геологическое строение района ………………………………………………………….. 46
2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика ………………………………… 46
2.1.2 Тектоника ……………………………………………………………………………………… 49
2.1.3 Сеноманская залежь………………………………………………………………………. 49
2.2 Характеристика исходного сырья и товарного продукта …………………… 51
3. Моделирования технологических схем и повышение эффективности
регенерации метанола ………………………………………………………………………………. 52
3.1 Общая характеристика УКПГ-9 ……………………………………………………….. 52
3.2 Моделирование установки регенерации метанола …………………………….. 56
3.3 Анализ эффективности регенерации метанола в условиях УКПГ-9 …… 61
3.4 Влияния расхода ДЭГа на процесс извлечение метанола ………………….. 62
3.5 Влияние давления осушки на извлечение метанола ………………………….. 65
3.6 Оптимизация процесса регенерации метанола методом ректификации 66
3.7 Расчет материального баланса установки регенерации метанола ………. 72
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение .. 77
4.1 Расчет затрат на закупку реагентов…………………………………………………… 78
4.2 Расчет оптимизации расходов при использовании установки
регенерации метанола ……………………………………………………………………………. 79
5. Социальная ответственность ………………………………………………………………… 84
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности …… 85
5.2 Производственная безопасность ………………………………………………………. 86
5.2.1 Анализ выявленных вредных факторов …………………………………………. 86
5.2.2 Анализ выявленных опасных факторов …………………………………………. 88
5.2.3 Комплекс мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень
опасности производства ………………………………………………………………………… 89
5.3 Экологическая безопасность…………………………………………………………….. 90
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях …………………………………………. 92
Заключение ……………………………………………………………………………………………… 96
Список использованных источников ………………………………………………………… 99
Приложение А ……………………………………………………………………………………….. 103

При выполнении данной выпускной квалификационной работы были
проанализированы и исследованы следующие задачи:
Во-первых, проанализирован сущность гидратов углеводородных газов
(структура газовых гидратов, энтальпия разложения газовых гидратов), а
также условия их образования (кристаллообразования происходит при
высоком давлении и низкой температуре, наличие большого объёма
свободной воды,). Определены участки наиболее подверженные
гидратообразованиюи (ствол скважины, пзп, газосборный шлейф,
внутрипромысловые трубопроводы).
Во-вторых, проанализирован основной метод борьбы с
гидратообразованием посредствам предупреждения ингибирования
метанолом условиях ЯНГКМ УКПГ№9, (сравнения термодинамических
ингибиторов и кинетических, преимущества и недостатки). Основная
проблема используемого метода заключается большого объёма расходуемого
реагента, в зимнее время затруднительно поддерживать минимально —
необходимую концентрацию метанола для предотвращения образования
гидратов. При низких расходах газа метанол может достигать конца шлейфа
только через несколько суток или даже недель после его подачи. В итоге
приходится существенно увеличивать фактический удельный расход
метанола. Поэтому концентрация метанола в водной фазе, сепарируемой во
входных сепараторах УКПГ может достигать 15-25 мас. %.
В-третьих, проанализирована технология ингибирования
эксплуатационных скважин Харвутинской площади ЭУ-11 ГП-9, в частности
система подачи метанола на устье скважины, схема включает в себя
ингибиторпровод 57×4, общая протяженность которого составляет 263 км.
Проблемой эксплуатации из-за наличие многолетней мерзлоты — это
просадка опор шагом 4 метров. Также рассмотрен комплекс устьевого
оборудования, которая укомплектована рядом технических решений против
образования гидратов, преимуществом которого является (автоматический
контроль работы газовых скважин, сбор и передача информации в
автоматическом режиме, регулирование и подача заданного расхода
ингибитора гидратообразования).
В-четвертых, проанализированы потери метанола в материальных
потоках в различных технологических этапах. Как показала исследование
основные потери метанола происходит на этапе входа в УКПГ, метанол в силу
своей летучести теряется вместе с осушенным газом после абсорбции.
В-пятых, смоделирована технологическая схема с помощью которого
были изменены рабочие параметры абсорбера (в рамках технологически
возможных пределов) за счет снижения точки росы ТТВ, уменьшается
концентрации метанола в осушенном газе.
Таким образом, снижение точки росы при фиксированной температуре
протекания процесса абсорбции, достигнута путем варьирования удельного
расхода рДЭГ с 14,5 до 29,4 кг/1000м3 унос метанола вместе с осушенным
газом снижается до 11,2 кг/ч вместо 193 кг/ч.
В-шестых, на основе анализа потерь метанола в технологической
схеме, были регулированы рабочие параметры УРМ, целью которого являлся
снижение содержания метанола в промышленных стоках, в следствие чего
увеличился концентрация регенерированного метанола в дистилятте.
Наиболее оптимальные значения работы колонны где концентрация
метанола достигается 99% при температуре вверх 67° и низа 112°. Также была
исследована взаимосвязь наибольшей концентрации в зависимости от
давления, оптимальные которые находятся в значении 90-115 кПа
ректификации. По результатам расчета материального баланса колонны при
расходе ВМР 10222 кг/ч, давлении 101 кПа, температуре вверха-67 и низа-112,
состав % масс. вода-78,5, метанол-21,5, нашли необходимое количество
теоретических тарелок, в нижней-5, верхней-7.
В-седьмых, проанализированы затраты на покрытие потребности в
антигидратном ингибиторе метаноле. Оценена экономическая эффективность
технологических предложений по сокращению расхода метанола, в результате
чего капитальные необходимые для увеличения рДЭГа 4720 кг для пуска
цикла, составит 230,48 тыс. рублей. Экономия выражается сокращением
потерь метанола до 87484 рублей в сутки, результате оптимизации
обеспечивается значительное снижение потерь метанола.