Содержание

Введение

1 Геологическое строение месторождения

1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

1.2 Морфологическая сложность продуктивных пластов УНГКМ

2 Конструкция эксплуатационных скважин и их характеристика

3 Состояние разработки валанжинской залежи уренгойского месторождения

3.1 Краткая характеристика и состояние разработки

3.2 Анализ разработки

4 Технологическая часть

4.1 Общая характеристика комплекса по добыче, сбору и промысловой подготовке газа валанжинских залежей УНГКМ

4.2 Осложнения в работе газоконденсатных промыслов

4.3 Проведение комплексных исследований работы технологического оборудования с целью оптимизации режима эксплуатации

4.3.1 Анализ эффективности работы низкотемпературных сепараторов УКПГ валанжинских залежей

4.3.2 Анализ работы теплообменников первой и второй ступеней сепарации на УКПГ валанжинских залежей

4.4 Разработка и внедрение модернизаций агрегатов трехступенчатой сепарации (низкотемпературной ступени)

4.4.1 Реконструкция сепаратора II ступени НТС т. н. N 1 УКПГ-2В

4.4.2 Модернизация низкотемпературных сепараторов технологической линии N 4,6 УКПГ - 1АВ

4.4.3 Модернизация низкотемпературного сепаратора агрегата трехступенчатой сепарации на УКПГ-5В

5 Расчет технологических установок

5.1 Расчет сепарации газа

5.2 Расчеты по определению эффективности работы теплообменников Т-1 и Т-2 (первой и второй ступеней сепарации) УКПГ валанжинских залежей

5.2.1 Расчет коэффициентов теплопередачи теплообменников Т-1 и Т-2

5.2.2 Расчет площади теплообмена 5.2.3 Расчет условного дроссель-эффекта

5.3 Расчет образования гидратов в газопроводах

5.3.1 Температурный режим газопроводов

5.3.2 Расчет изменения давления и температуры в шлейфе

5.3.3 Влагосодержание газов

5.4 Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС

5.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования

Заключение

Список использованных источников

Введение

Сложившаяся в последнее десятилетие тенденция роста доли природного газа в структуре топливно-энергетического баланса в нашей стране привела к активному вовлечению в промышленную разработку газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера находящихся в экстремальных природно-климатических условиях, в районах без развитой производственной и социальной инфраструктуре и удаленных от основных потребителей газа.

Основной объем российского газа в настоящее время добывается в Западной Сибири на уникальных месторождениях с мировой известностью: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское.

Дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым-Пур-Тазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений, расположенных на полуострове Ямал, наиболее крупным из них является Бованенковское газоконденсатное месторождение.

Разработка уникальных месторождений Надым-Пур-Тазовского района Западной Сибири, в которых сосредоточено более 70% разведанных запасов России, является принципиально новым этапом в теории и практике проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. Необходимо решение целого комплекса научных, технических, технологических, социальных и организационных проблем.

Наряду с общими, характерными для данного региона проблемами, связанными с суровыми природно-климатическими условиями и наличием мощных до 500м толщи многолетнемерзлых пород, имеются специфические проблемы, обусловленные нахождением углеводородов принципиально различных по своему строению и типу залежах.

Уренгойское газоконденсатное месторождение является наиболее значительным месторождением Западной Сибири, поэтому надежность и эффективность его эксплуатации важны как для России, так и для Европы.

Кроме того, опыт процесса его эксплуатации полезен при проектировании систем добычи, подготовки и транспортирования углеводородов на вновь вводимых в разработку северных месторождениях.

В пластовом газе валанжинских залежей Уренгойского месторождения, наряду с легкими углеводородами, содержатся С5+, образующие конденсат при промысловой обработке газа.

Исследования показали, что содержание конденсата в газе изменяется как по разрезу продуктивной толщи, так и по площади месторождения.

В связи с этим газ, добытый из различных зон месторождения, имеет различный углеводородный состав. УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В расположены в характерных зонах месторождения, приуроченных к южному, центральному и северному куполу.

Для извлечения конденсата из газа на УКПГ используется метод низкотемпературной сепарации. Применяемое для этой цели оборудование и технология имеют ряд особенностей, отличающих их от других низкотемпературных установок, действующих на газодобывающих промыслах.

Первой введена в строй УКПГ-2В, которая эксплуатируется с января 1985 г. В состав УКПГ-2В входят три цеха, шесть технологических линий, одна из них - опытная (опытный сепаратоР-вертикальный, трехступенчатый). Проектная производительность УКПГ-2В по сырому газу 7 млрд.м³/год, по нестабильному конденсату - 1,61 млн.т/год.

УКПГ-1АВ эксплуатируется с июля 1985 г. В состав УКПГ-1АВ входят четыре цеха, восемь технологических линий, разделители размещены в отдельных цехах; одна технологическая линия - опытная, производительностью 10 млн.м³/сут. Проектная производительность УКПГ-1АВ по сырому газу 10 млрд.м³/год, по нестабильному конденсату - 3,39 млн.т/год.

УКПГ-5В введена в эксплуатацию в феврале 1986 г. В ее состав входят два цеха, четыре технологические линии, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые. Проектная производительность УКПГ-5В по сырому газу - 5 млрд.м³/год, по нестабильному конденсату - 1,11 млн.т/год.

В состав УКПГ-8В входят два цеха, шесть технологических линий, цех разделителей размещен отдельно, все сепараторы вертикальные, трехступенчатые. Проектная производительность по сырому газу - 1,825 млрд.м³/год (5 млн.м³/сут), по нестабильному конденсату 0,31 млн.т/год.