Файл: Курсовая работа по дисциплине Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.docx
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 176
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
по дисциплине «Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений»
ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ЧАСТИ
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
1.1. Характеристика района работ
1.2. Тектоника и стратиграфия Самотлорского месторождения
1.3. Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.4. Свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
2.1. Конструкция и устройство пылеуловителей и нагнетателя
2.2. Осложнения и причины при работе компрессорной станции
2.4. Методы определения основных параметров электро-газоперекачивающего агрегата
2.5 Расчет объемного расхода газа на входе в нагнетатель
ГЛАВА 3. МЕРОПРИЯТИЯ, ПОВЫШАЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
3.1. Выбор и обоснование применения блочной компрессорной станции
3.2. Расчет показателей экономической эффективности
3.3. Положения по охране труда при эксплуатации компрессорной станции
3 по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3 по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5 до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5 до 1,213 по пласту ЮВ1. Поскольку данных для получения аналогичных зависимостей для нефтей пластов АВ6-8, БВ0-7, БВ16-22 не имеется, они принимаются для группы АВ6-8 по аналогии с пластом АВ4-5, БВ0-7 – БВ8 и БВ16-22 – БВ10.
Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%.
По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.
В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20 оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5.
Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9%
по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300 оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1.
По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.
Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.
Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.
ВЫВОДЫ: Самотлорское нефтяное месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и России, оно является поставщиком нефтяного и газового сырья для многих нефтегазопромысловых предприятий, имея огромный потенциал для разработки новых и изучения уже имеющихся методов разработки даже в настоящее время представляя большой интерес для государства и нефтепромыслового дела. Именно отсюда свой путь, по магистральному газопроводу, начинает природный газ, проходя от Самотлорского месторождения до компрессорной станции.
После блока учета и замера расхода газа, газ поступает на входной коллектор пылеуловителей и далее поступает в один или два параллельно работающие циклонные пылеуловители, где происходит его очистка от механических примесей и свободной влаги. Пылеуловитель циклонный ЦПУ-5,4-10-500-УХЛ1 (Рис.2.1) состоит из цилиндрического корпуса, входного и выходного патрубков одного люк-лаза Ду 450, запорной арматуры, указателя уровня, устройств для отбора давления, устройства для измерения давления, трубопроводов дренажа, приборов КИПиА.
Технические характеристики аппарата приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
В пылеуловителе используется принцип инерционной сепарации потока газа.
Внутри пылеуловителя установлены циклонные устройства (мультициклоны), расположенные между верхней и нижней диафрагмой. Диафрагмы разделяют корпус на входную, выходную и накопительную секции. В нижней части корпуса выполнено отверстие для удаления конденсата и шлама.
Рис.2.1 - Пылеуловитель циклонный ЦПУ-5,4-10-500-УХЛ1
В нижней части корпуса пылеуловителя смонтирована контрольная аппаратура: уровнемерное стекло, сигнализатор высокого уровня жидкости.
Отделившаяся в пылеуловителях жидкость и механические примеси через ручные задвижки по трубопроводам с электрическим обогревом выводятся в подземную буферную емкость.
Буферная ёмкость состоит из цилиндрического корпуса, входного и выходного патрубков, одного люк-лаза, запорной арматуры, сигнализатора уровня, устройства для измерения давления, трубопроводов, приборов КИП и А.
К верхней части ёмкости подведена «уравнительная линия» для выравнивания давления внутри неё. Отбор газа берётся с выходного коллектора пылеуловителей.
Продукты очистки газа поступают в ёмкость самотёком через линии дренажа пылеуловителей. По мере заполнения сигнализатор уровня подаёт сигнал на открытие задвижки с электроприводом и продукты очистки автоматически сбрасываются в атмосферную ёмкость сбора конденсата, откуда через штуцер подаются в автоцистерну.
Очищенный природный газ поступает на вход ЭГПА. Газовая обвязка нагнетателей коллекторная и предусматривает параллельную работу агрегатов.
Центробежный нагнетатель типа 220-11-1СМП предназначен для компримирования и подачи природного газа в магистральный газопровод. Основные параметры нагнетателя 220-11-1СМП соответствуют таблице 5 при начальных условиях, приведенных в таблице 2.4.
Таблица 2.3
Таблица 2.4
Нагнетатель приводится во вращение асинхронным электродвигателем типа 1TA2832-4AU01-Z мощностью 4000 кВт с номинальной частотой вращения n=8200 об/мин. Нагнетатель соединен с электроприводом без использования повышающего редуктора (мультипликатора) напрямую через компенсирующую пластинчатую муфту ART-8 МНМ 202-8 производства «FLENDER», Германия. Направление вращения ротора нагнетателя против часовой стрелки, если смотреть на нагнетатель со стороны свободного конца.
Масса нагнетателя – 14,22 т.
Состав нагнетателя приведен в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%.
По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.
В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20 оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5.
Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9%
по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300 оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1.
По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.
Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.
Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.
ВЫВОДЫ: Самотлорское нефтяное месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и России, оно является поставщиком нефтяного и газового сырья для многих нефтегазопромысловых предприятий, имея огромный потенциал для разработки новых и изучения уже имеющихся методов разработки даже в настоящее время представляя большой интерес для государства и нефтепромыслового дела. Именно отсюда свой путь, по магистральному газопроводу, начинает природный газ, проходя от Самотлорского месторождения до компрессорной станции.
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ
2.1. Конструкция и устройство пылеуловителей и нагнетателя
После блока учета и замера расхода газа, газ поступает на входной коллектор пылеуловителей и далее поступает в один или два параллельно работающие циклонные пылеуловители, где происходит его очистка от механических примесей и свободной влаги. Пылеуловитель циклонный ЦПУ-5,4-10-500-УХЛ1 (Рис.2.1) состоит из цилиндрического корпуса, входного и выходного патрубков одного люк-лаза Ду 450, запорной арматуры, указателя уровня, устройств для отбора давления, устройства для измерения давления, трубопроводов дренажа, приборов КИПиА.
Технические характеристики аппарата приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
| Наименование аппарата | ЦПУ-5,4-10- 500-УХЛ1 |
| Номинальная производительность, млн.ст м3/сут. | 10 |
| Давление рабочее, не более, МПа | 5,4 |
| Давление расчётное, МПа | 5,4 |
| Давление пробное при гидравлических испытаниях, МПа | 6,9 |
| Расчётная температура стенки, не более, оС | 80 |
| Минимально допустимая отрицательная температура стенки ,оС | -60 |
| Минимальная температура среды, оС | -30 |
| Максимальная температура среды, оС | 60 |
| Прибавка для компенсации коррозии (стенки аппарата), мм. | 2 |
| Степень очистки: для частиц диаметром 5- 10 мкм | 94% |
| Степень очистки: для частиц диаметром10- | 96% |
| 20 мкм | |
| Степень очистки: для частиц диаметром более 20 мкм | 100% |
| По капельной жидкости | 100% |
| Гидравлическое сопротивление, не более, МПа | 0,033 |
| Среда | Природный газ |
| Срок службы, не менее, лет | 33 |
В пылеуловителе используется принцип инерционной сепарации потока газа.
Внутри пылеуловителя установлены циклонные устройства (мультициклоны), расположенные между верхней и нижней диафрагмой. Диафрагмы разделяют корпус на входную, выходную и накопительную секции. В нижней части корпуса выполнено отверстие для удаления конденсата и шлама.
Рис.2.1 - Пылеуловитель циклонный ЦПУ-5,4-10-500-УХЛ1
В нижней части корпуса пылеуловителя смонтирована контрольная аппаратура: уровнемерное стекло, сигнализатор высокого уровня жидкости.
Отделившаяся в пылеуловителях жидкость и механические примеси через ручные задвижки по трубопроводам с электрическим обогревом выводятся в подземную буферную емкость.
Буферная ёмкость состоит из цилиндрического корпуса, входного и выходного патрубков, одного люк-лаза, запорной арматуры, сигнализатора уровня, устройства для измерения давления, трубопроводов, приборов КИП и А.
К верхней части ёмкости подведена «уравнительная линия» для выравнивания давления внутри неё. Отбор газа берётся с выходного коллектора пылеуловителей.
Продукты очистки газа поступают в ёмкость самотёком через линии дренажа пылеуловителей. По мере заполнения сигнализатор уровня подаёт сигнал на открытие задвижки с электроприводом и продукты очистки автоматически сбрасываются в атмосферную ёмкость сбора конденсата, откуда через штуцер подаются в автоцистерну.
Очищенный природный газ поступает на вход ЭГПА. Газовая обвязка нагнетателей коллекторная и предусматривает параллельную работу агрегатов.
Центробежный нагнетатель типа 220-11-1СМП предназначен для компримирования и подачи природного газа в магистральный газопровод. Основные параметры нагнетателя 220-11-1СМП соответствуют таблице 5 при начальных условиях, приведенных в таблице 2.4.
Таблица 2.3
| Наименование параметра | Значение |
| Производительность, отнесенная к 20°С и 0.1013 МПа, млн. м3/сут | 12,5 |
| Производительность, отнесенная к начальным условиям, м3/мин | 220 |
| Давление газа конечное, абсолютное, максимальное на выходе из нагнетательного патрубка, МПа | 5,49 |
| Отношение давлений | 1,26 |
| Политропный КПД | 0,85 |
| Мощность, потребляемая нагнетателем, кВт | 3800 |
Таблица 2.4
| Наименование параметра | Значение |
| Давление газа абсолютное при входе во всасывающий патрубок нагнетателя, МПа | 3,5 |
| Температура газа при входе во всасывающий патрубок нагнетателя, °С | 15 |
| Плотность газа, отнесенная к 20°С и 0.1013 МПа, кг/м3 | 0,682 |
| Частота вращения ротора нагнетателя, об/мин | 8200 |
| Диапазон рабочих частот вращения, % от номинальных | 70÷105 |
-
Производительность и отношение давлений выполняются при предельном отклонении частоты вращения ротора нагнетателя ± 2 % от номинального. -
Предельное отклонение потребляемой мощности составляет + 5 %. -
Указанные отклонения даны без учета погрешности средств измерений. -
Должна быть обеспечена устойчивая работа нагнетателя в диапазоне объемной производительности от значения не выше 65 % от номинальной величины до максимального значения при работе нагнетателя на незадросселированный контур.
Нагнетатель приводится во вращение асинхронным электродвигателем типа 1TA2832-4AU01-Z мощностью 4000 кВт с номинальной частотой вращения n=8200 об/мин. Нагнетатель соединен с электроприводом без использования повышающего редуктора (мультипликатора) напрямую через компенсирующую пластинчатую муфту ART-8 МНМ 202-8 производства «FLENDER», Германия. Направление вращения ротора нагнетателя против часовой стрелки, если смотреть на нагнетатель со стороны свободного конца.
Масса нагнетателя – 14,22 т.
Состав нагнетателя приведен в таблице 2.5.
Таблица 2.5
| Наименование | Примечание |
| Блок нагнетателя в сборе с магнитными подвесами | Рама, цилиндр, пакет, блок магнитно-опорного подшипника, блок магнитно-опорно-упорного подшипника, уплотнительные узлы сухих уплотнений, кожух стыкования с электродвигателем |
| Комплект вспомогательного оборудования | Конфузор, переходной патрубок, крепеж, проставок |
| Комплект сменных частей | Комплект деталей и узлов, необходимых для эксплуатации |
| Комплект сменных частей на монтаж и наладку | Комплект деталей, необходимых в период пусконаладочных работ |
| Комплект приспособлений для опрессовки газового контура | Заглушки и приспособления для проведения гидроиспытаний газовой обвязки нагнетателя |
| Система сухих газовых уплотнений | Узлы сухих уплотнений, установленных в блок нагнетателя, стойку контрольную, ЗИП |
| Система магнитных подвесов | Электромеханические узлы, установленные в блоке нагнетателя и шкаф управления |