Совершенствование вихревых сепараторов для промысловой подготовки нефтяных газов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтега

Совершенствование вихревых сепараторов для промысловой подготовки нефтяных газов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) яв-ляются ценным сырьем химической промышленности, из которого получа-ются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к со-хранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.
Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и окалину), конденсат тяжелых углеводо-родов, водяные пары и часто сероводород и углекислый газ. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с га-зом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдель-ных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.
Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.
Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.
Сероводород — весьма вредная примесь. В количествах, больших 0,01 мг на 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном использова-нии газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на ка-честве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов.
Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа.
Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей. Кроме того, газ подвергают одори-зации, то есть вводят в него компоненты, придающие ему резкий и неприят-ный запах. Одоризация позволяет более быстро обнаружить утечки газа.
Подготовка газа к транспорту проводится на специальных установках, находящихся на головных сооружениях газопровода.
ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих угле-водороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реа-лизации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, осо-бенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он вы-деляется на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, из нефти, газа, (другие источники опущены) и в процессе их переработки из любого неполного продуктового состояния до любого из многочисленных конечных продуктов.
Получают ПНГ путем сепарирования от нефти в многоступенчатых се-параторах. Давление на ступенях сепарации значительно отличается и со-ставляет 16—30 бар на первой ступени и до 1,5—4,0 бар на последней. Дав-ление и температура получаемого ПНГ определяется технологией сепариро-вания смеси вода—нефть—газ, поступающей со скважины.
Газ первой ступени сепарации, как правило, отправляется непосред-ственно на газоперерабатывающий завод. Значительные трудности возника-ют при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар. До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России был установлен це-левой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий мо-мент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м3.
Как и в других отраслях промышленности, интенсификация произ-водств нефтегазовой отрасли характеризуется увеличением выпуска конеч-ного продукта, которая достигается как за счет роста скоростей химических реакций, температуры и давления (параметров технологического процесса), так и за счет разработки и применения принципиально новых аппаратов, технологий и воздействий на ход технологических процессов. Поэтому со-временные технологические процессы должны быть непрерывными и проте-кать с большими скоростями при условии обеспечения эффективности и ком-плексного использования сырья и энергии. Актуальным с точки зрения ис-ключения возможности загрязнения окружающей среды является необходи-мость повышения эффективности процессов за счет уменьшения рабочего времени на получение единицы продукции и снижения материальных и энер-гетических затрат при улучшении качества продукции.
Широкие возможности для интенсификации ряда существующих про-цессов создает применение аппаратов, работающих на принципах кавитаци-онно-вихревых эффектов.
Поэтому расширение области применения и повышения эффективности вихревых устройств является одним из острых проблем внедрения энерго- и ресурсосберегающих технологий и защиты окружающей среды от вредных промышленных газовых выбросов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Расположение добывающих скважин в центральной части залежи после 25 лет разработки не привело к образованию застойных зон на ее крыльевых участках. Характер распределения пластового давления свидетельствует о довольно неплохой газодинамической связи по площади и позволяет рас-сматривать процесс разработки залежи как единой газодинамической систе-мы.
Давление в призабойных зонах большинства скважин выше давления начала конденсации. В то же время в зонах депрессионных воронок УППГ-1 и УППГ-2 по ряду скважин забойные давления достигли давления начала конденсации 36,0-40,0 МПа, однако конденсато-газовый фактор (КГФ) по насыщенному конденсату за время эксплуатации не изменился и составил 350,0 г/м'\ потерь конденсата отмечено не было.
По результатам газоконденсатных исследований установлена средняя концентрация основных компонентов пластового газа: сероводорода - 25-30%, углекислого газа - 13-18%, метана и этана - 53,68%, среднее потенци-альное содержание конденсата - 262,76 г/м3.
Обводненность добываемой продукции установлена по результатам га-зогидродинамических исследований скважин. В 2008 году в 41 скважине установлено наличие подошвенной воды в их продукции.
Технологический режим работы скважин устанавливается ежеквар-тально по результатам их исследований. Методика установления технологи-ческого режима включает ряд расчетных методов, основанных на замере устьевых параметров скважин.
Результаты расчетов и исследований сводятся к графическому пред-ставлению -графику в координатах «устьевое давление - дебит газа сепара-ции», позволяющему определить область работы скважины, т.е. устанавли-ваются ограничения на параметры технологического режима и выбирается оптимальный технологический режим конкретно для каждой скважины.
Для условий АГКМ ограничения параметров технологического режи-ма следующие: забойное давление должно быть выше давления начала кон-денсации во избежание выпадения конденсата в призабойной зоне пласта;
- полный вынос жидкости с забоя скважин. Выполнение данного усло-вия определяется величиной скорости потока флюида у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) выше критической, при этом скорость потока определяется дебитом, давлением на забое и проходным сечением НКТ и должна быть выше критической скорости;
-срыв пленки ингибитора на внутренней поверхности НКТ при превы-шении скорости восходящего потока свыше 10 м/с, который приводит к ухудшению защиты оборудования от воздействия агрессивных компонентов.
Для скважин с наличием подошвенной воды в их продукции устанав-ливается минимально возможный дебит, обеспечивающий вынос выпавшей на забое жидкости. Режимы работы скважин устанавливаются с учетом вы-шеперечисленных ограничений и результатов их исследований на контроль-ном сепараторе.
Режим работы залежи - газовый, контроль за данным режимом осу-ществляется путем наблюдения за изменением таких характеристик залежи как: положение газоводяного контакта (ГВК), обводненность продукции скважин, изменение состава добываемой смеси, динамика пластового давле-ния. С использованием промысловых данных также строится и анализирует-ся зависимость приведенного пластового давления от накопленчой добычи пластовой смеси. Все вышеупомянутые параметры сопоставляются, анализи-руются, а затем выдается заключение о режиме работы залежи на данном этапе ее разработки.
Обводнение добываемой продукции АГКМ можно также объяснить геофлюидо-динамическими процессами на разрабатываемом участке, в ре-зультате которых вода из плотного низкопорового коллектора отжимается в продуктивную часть коллектора по мере снижения пластового давления.
Анализ зависимостей приведенного пластового давления от накоплен-ной добычи пластовой смеси, неизменное первоначальное положение ГВК, низк'ое значение обводненности добываемой смеси подтверждает предполо-жение о существовании в залежи первоначального газового режима.
Перспективы развития Астраханского газового комплекса связаны с увеличением добычи природного газа за счет ввода в эксплуатацию восточ-ных участков, расположенных в 25-30 км от основной зоны. При этом пред-полагается, что основной объем выделенных на промысле кислых компонен-тов - сероводорода и углекислого газа - будет закачан в выработанные пла-сты на зоне действия УППГ-1 и УППГ-2, что позволит не создавать установ-ки по производству серы. Добытый нестабильный конденсат направляется на Астраханский газоперерабатывающий завод - для обеспечения его загрузки после реконструкции.
Таким образом, перспективы развития Астраханского газоконденсат-ного комплекса напрямую зависят от утилизации кислых компонентов пла-стового газа, утилизации попутных вод и ограничений по экологической нагрузке.
Основной продуктивной тощей на Астраханском газоконденсатном ме-сторождении являются среднекаменноугольные карбонатные отложения башкирского яруса. Промышленная их газоносность установлена в скв. No1 Аксарайской, скв.5, 8, 25, 26, 32 Астраханских. Максимальные дебиты газа до 1023,8 тыс. м3/сут через 28 мм диафрагму были получены из интервала 3936-3915 м скв No8 Астраханской. ГВК отбивается на абсолютных отметках минус 4073 м. состав газа: углеводород - 60,4% , сероводород -20,7%, угле-кислый газ - 17,9%. Начальный конденсатный фактор составляет 240-560 см3/м3.
Начальное пластовое давление в интервале 4100-3990 м скв No5 Астра-ханская равнялось 61,74 МПа, пластовая температура в скв. No3 Заволжская на глубине 4200 м составляла 1100С.
Протоколом ГКЗ по запасам при Совете Министров СССР No9023 от 28 июня1982 г. утверждены балансовые запасы газа и компонентов Астра-ханского ГКМ по категориям С1 и С2 левобережной и по категории С2 в правобережной частях месторождения. Решено считать развернутым до ка-тегории С1 часть Астраханского месторождения подготовленной к опытно-промышленной разработке.
В скв. No1 Аксарайской из кровли известняков башкирского яруса в инетрвале 3981-2994 м во время подъема инструмента был получен приток газа с дебитом ориентировано 500 тыс. м3/сут.
Газ имел следующий состав: метан - 58,18%,этан - 7,38%, пропан - 1,10%, бутан - 0, 64%,азот - 4, 05%, углекислый газ - 13, 18%, сероводород - 15,47%.
В скв. No5 Ширяевской, расположенной в 5 км восточнее скв No1 Акса-райской, при опробовании известняков башкирского яруса в интервале 4100-4070 м., получен промышленный приток газа с конденсатором. Дебит газа на 13, 7мм штуцере составил 339 тыс. /сут., а абсолютно свободный де-бит равен 838 тыс. /сут. Состав газа: метан -58, 86%, этан -1, 88%, пропан-0, 60%, азот-0, 91%, углекислый газ-11, 00%, сероводород-26, 6%. Относи-тельный удельный вес-0, 8552.
Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к цен-тральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода. Продуктивны здесь подсолевые карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубинах 3900-4100 м. Залежь массивного типа, для нее характерны АВПД (63 МПа). Дебиты газа достигают 720 тыс. м3/сут при 15-мм штуцере, содержание стабильного конденсата составляет от 240 до 570 см3/м3, плот-ность его 0,81 г/см3. Газ имеет уникальный состав (%): в нем присутствует 50-55 УВ (в том числе 46- 53 метана), 23 сероводорода, 20 углекислого газа, до 2 азота.
При выявлении особенностей формирования месторождения анализи-ровались литолого-фациальные и геохимические условия разреза с целью выделения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и проводились палеотекто-нические реконструкции, позволяющие проследить динамику процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления во времени и в пространстве. Через Астраханский свод и смежный с ним Сарпинский прогиб были постро-ены современный геологический профиль и палеопрофили к началу кунгур-ского и юрского времени. Проведенные по физическим константам расчеты палеотемператур этапов позволили исходя из современных представлений о стадийности процессов нефтегазогенерации с развитием главных фаз нефте- и газообразования определить время вхождения НГМТ в зоны максимального проявления этих процессов, длительность пребывания в этих зонах и время выхода из них.
Месторождения сложного состава, освоение и эксплуатация которых возможны только на основе создания газохимических комплексов, содержат в своем составе помимо метана значительные количества более тяжелых уг-леводородов, включая конденсат, сероводород, углекислый газ, азот, мер-каптаны, гелий, а также целый ряд микрокомпонентов.
Астраханское месторождение (АГКМ) — первое в нашей стране место-рождение, в котором объемное содержание метана около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасы-щенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации 38— 40 МПа. Среднее содержание конденсата 260 г/м3, пластовая температура 110 0С.
Основные проблемы разработки Астраханского месторождения связа-ны с большой глубиной залегания (более 4000 м), аномально высоким пла-стовым давлением (около 63 МПа), неупрутим характером деформирования пласта- коллектора, сложным составом природного газа, содержащего зна-чительное количество неуглеводородных коррозионноактивных компонен-тов (до 25% H2S и 16% СО2), повышенным содержанием конденсата (260 г/м3).
Отечественная газовая промышленность сталкивается впервые с таким типом высокосернистого месторождения, приуроченного к низкопроницае-мым коллекторам.
Проблема переработки высокосернистого газа усложняется наличием в газе высокой концентрации СО2, сероорганических соединений (меркаптаны, COS, CS2, и т.д.), тяжелых углеводородов.
Особого внимания требуют низкопроницаемые коллекторы АГКМ, для которых необходимо разрабатывать новые физико-химические методы воз-действия на призабойную зону и пласт в целом. Следует отметить, что на первом этапе карбонатный коллектор АГКМ достаточно хорошо реагирует на массированные спиртокислотные обработки, позволяющие снизить рабо-чие депрессии на пласт.
Эксплуатация АГКМ проходит в осложненных условиях, обусловлен-ных низкой продуктивностью коллекторов, высокими депрессиями на пласт, повышенной коррозионной агрессивностью и токсичностью газа, гидрато-образованием, выпадением конденсата в пласте, возможным сероотложением в пласте и коммуникациях.
Значительная часть месторождения приурочена к пойменной зоне и, по-видимому, не будет разбуриваться длительное время,
Требует обоснования способ разработки АГКМ, так как при разработ-ке на истощение коэффициент газоотдачи оценивается в 0,5 — 0,6. В связи с этим могут возникнуть новые крупномасштабные задачи по поддержанию пластового давления в слабопроницаемых деформируемых коллекторах за счет обратной закачки сухого газа и СО2.
При разработке месторождения на истощение после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации рабочие дебиты скважин могут резко снизиться из-за "запирающего" эффекта, связанного с выпадением кон-денсата в призабойной зоне. Кроме того, снижение давления может привести к уменьшению дебитов из-за необратимых деформаций пласта, и поэтому основной эффект от поддержания давления связан с экономией значительно-го числа скважин благодаря замедлению темпов снижения рабочих дебитов.
Поддержанию рабочих дебитов, а также повышению газо- и конденса-тоотдачи могут способствовать и циклические закачки СО2 в призабойную зону скважин.
Таким образом, специфика АГКМ потребовала новых систем размеще-ния скважин, совершенствования технологии бурения, добычи, промысловой подготовки, переработки газа и конденсата, новых решений по защите обо-рудования от коррозии и охране окружающей среды.
Астраханское месторождение служит сырьевой базой газохимического комплекса с периодом стабильных поставок сырья не менее 25-30 лет.
Газодинамическая модель АГКМ включает процесс двумерной филь-трации пластовой смеси в деформируемой пористой среде, уравнение состо-яния газа, зависимости изменения пористости, проницаемости и вязкости от давления.

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии очистки газа от сероводорода произошло увеличение дебита скважины на 90 тыс. м3.Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи газа на 31184 тыс. м3.
Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000 м3 на 308,2 руб.
Экономия затрат на добычу газа позволила получить условно – годовую экономию от применения технологии подготовки газа в сумме 15,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 48,3 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 36,28 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии по подготовке газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Блочные сепарационные установки, имеют гораздо лучшие технические характеристики и свойства по сравнению с аналогами предлагаемыми рынком.
Сепараторы СГВ-7 также нашли своё применение в системах подготовки нефти и показали высокую эффективность работы. Применение наших сепараторов позволяет вам получать экономический эффект там, где ранее об этом даже не приходилось догадываться.
ООО «НПО ВЕРТЕКС» обладает передовой методикой модернизации и ремонта устаревшего сепарационного оборудования, отработавшего свой срок и являющегося материально и морально устаревшим. Ремонт оборудования по разработанной специалистами нашегопредприятия методике позволяет получить высокоэффективное сепарационное оборудование при наименьших материальных и временных затратах.
Разработаны и выпускаются влагомаслоотделители, как специализированного применения, так и для общепромышленных пневматических систем. Влагомаслоотделитель серии «Лидер» является последним словом в технологии подготовки сжатого воздуха вследствие своих уникальных габаритных размеров и технических характеристик, поразительной эффективности работы до 99,99% и по праву носит своё имя.
Научная составляющая всего сепарационного оборудования, является результатом кропотливого труда наших специалистов, постоянно проводящих исследования сепарационного оборудования в собственной исследовательской лаборатории. При этом используем наряду с традиционными методами исследований также и компьютерное моделирование конструкций и элементов сепарационного оборудования.
Выпускаемое сепарационное оборудование имеет все необходимые разрешительные документы и изготавливается на специализированных предприятиях, имеющих согласованную в надзорных органах технологию изготовления.
Имеются лицензии, позволяющие осуществлять проектную и строительную деятельность.
Выпускаемое оборудование успешно прошло эксплуатационные и приёмочные испытания на объектах ОАО «Газпром» и ОАО НК «Роснефть». В ходе проведения эксплуатационных испытаний были подтверждены заявленные показатели эффективности сепарации и перепада давления на аппаратах.
По результатам приёмочных испытаний сепарационное оборудование СГВ-7 рекомендовано к применению в ОАО "Газпром", а ООО «НПО ВЕР ТЕКС» включено в реестр поставщиков ОАО «Газпром».