«Экономическая эффективность разработки газового месторождения» расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения.

Нормативно-справочные материалы в курсовой работе приведены для базового (М) варианта расчета показателей. Объем годовой добычи газа по месторождению принимается равный 20 млрд. м³. Число эксплуатационных скважин -145, сгруппированных в кусты (по несколько скважины в кусте). Приведенные нормативные показатели необходимо в каждом случае корректировать в соответствии с заданной мощностью производства.

Основные сооружения строительства объектов добычи и подготовки газа:

Структура объектов добычи и подготовки газа представлена на рисунке 1

Рис.1 Схема добычи и подготовки газа

Рассчитаем величину капитальных вложений (К₂). Для этого необходимо использовать формулу корректировки величины капитальных вложений в зависимости от мощности объектов:

К= К*(М/М),

где Ки К– капитальные вложения при сооружении установки соответственно мощностью Ми М;

Ми М- мощность объектов;

n – показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов, равный 0,9.

Показатель мощности объекта М₂ для исследуемого предприятия составляет 31 млрд.м³, капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К₁), определенные сводными сметными расчетами, составляют (без учета НДС) 31205,56 млн. руб.

Таким образом, величина капитальных вложений в разработку газового месторождения для ОАО «Татнефть» составит:

К₂ = 31205,56 * (31 /20)^9/10 = 39574,32 млн. руб.

2.2. Обоснование технологических решений по добыче и подготовке газа.

Для обустройства месторождения рекомендуется коллекторная схема сбора газа. Газ от кустов скважин по коллекторам подается на одну установку комплексной подготовки газа для подготовки газа к транспорту. Задачами промысловой подготовки газа в общем случае является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Например, газ Сеноманской залежи метановый, содержание метана в нем 98,28%. В соответствии с требованиями ОСТ 51.40-83 такой газ нуждается только в осушке от влаги до точки росы минус 20°С зимой и минус 10°С летом.

Для осушки газа могут использоваться следующие методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция. В частности, для газа Сеноманской залежи рекомендуется технология абсорбционной осушки с использованием высококонцентрированного водного раствора диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа). Данная технология хорошо зарекомендовала себя на чисто газовых месторождениях Севера России.

Осушенный газ с давлением 7,35 МПа подается во внутрипромысловые коллекторы. Для регенерации используемого в осушке раствора ДЭГа предлагается установка огневой регенерации диэтиленгликоля. Для предотвращения гидратообразования в системе сбора газа вследствие низких температур предусматривается подача метанола на скважины и в коллекторы.

Для регенерации насыщенного метанола предлагается установка огневой регенерации метанола производительностью 2 м³/ч.

Для хранения диэтиленгликоля, конденсата, выделенного из газа, и метанола предусматриваются расходные емкости:

Продувка шлейфов от кустов газовых скважин осуществляется на горизонтальный факел.

Сбросы газа с предохранительных клапанов, постоянные сбросы с цехов и установок, освобождение аппаратов и трубопроводов на период ремонтов и в аварийных ситуациях предусмотрены на свечу.

Газ с кустов газовых скважин поступает на площадку в здания переключающей арматуры, где происходит выравнивание и снижение давления газа. Затем газ собирается в коллектор на выходе и следует в цех осушки. Цехов осушки также два, в каждом располагается равное количество технологических линий. Газ подается в сепарационную колонну с промывочной секцией, затем в абсорбер. По выходе из абсорбера осушенный газ подается на пункт хозрасчетного замера.

Для обеспечения собственных нужд топливным газом в каждом цехе осушки предусматривается узел подачи газа на собственные нужды.

Насыщенный раствор диэтиленгликоля поступает в дегазатор цеха регенерации гликоля, где происходит отделение газа, направляемого на собственные нужды направляется через теплообменник в разделитель, где происходит отделение конденсата от насыщенного ДЭГа. Конденсат газа поступает в емкости для конденсата, откуда вывозится автотранспортом.

Насыщенный ДЭГ через блоки фильтров и магнитной обработки подается в регенератор гликоля. Пары воды с верхней части десорбера охлаждаются до 40°С и конденсируются в воздушном холодильнике. Сконденсированная жидкость поступает в рефлюксную емкость-разделитель, откуда после отделения от конденсата газа часть воды насосами подается в регенератор в качестве орошения, остальная рефлюксная вода поступает в расходную атмосферную емкость, откуда забирается высоконапорными насосами и подается в промывочные секции сепараторов.

Регенерированный ДЭГ из огневого регенератора проходит рекуперативный теплообменник и поступает в расходную емкость ДЭГа. Из емкости регенерированный ДЭГ забирается высоконапорным насосом и подается на установку осушки газа в абсорберы.

Подпитка ДЭГом осуществляется из расходных емкостей ДЭГа.

Насыщенный метанол с установки осушки поступает в цех регенерации метанола через дегазатор и разделитель.

Конденсат газа из разделителя поступает на склад конденсата, а насыщенный метанол в огневой регенератор метанола.

Вода с низа регенератора отводится на очистные сооружения. Пары метанола с верха регенератора охлаждаются и поступают в расходные емкости метанола. Часть метанола подается на орошение регенератора. Подпитка метанола в расходные емкости осуществляется из межпромыслового метанолопровода.

Все оборудование размещается в отапливаемых помещениях.

На площадке предлагается разместить следующие основные технологические сооружения: