Сведения о расположении месторождения Усть-Томи, его газоносности, запасах газа и конденсата. Обоснование конструкции скважин и оборудования. Методы борьбы с гидратообразованием. Расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей.
Аннотация к работе
1.5 Физико-химические свойства и состав пластовых газов, конденсата и воды.5.2 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата 1.5.3 Физико-химические свойства воды 2.3 Обоснование конструкции скважины Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи скважинной продукции на месторождении Усть-Томи 3.3 Расчет равновесных условий гидратообразования в простаивающей и работающей газовой скважинеУсть-Томинское газоконденсатное месторождение расположено на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 190 км к югу от г. В административном отношении месторождение входит в состав Ногликского района Сахалинской области и находится в 30 км севернее районного центра пос. Охой узкоколейной железной и грунтовой дорогами, проходящими вдоль восточного берега острова Сахалин, в двух километрах западнее Усть-Томинского месторождения, которое скрыто под водами Ныйского залива. Ныйский залив представляет собой мелководную лагуну, глубиной 2,5-4 м, вытянутую вдоль западного побережья Охотского моря на расстоянии 45 км при ширине от 1-2 до 4-6 км. От Охотского моря залив отделен узким (0,6-1 км) песчаным островом Гафовича, вытянутым в меридиональном направлении до 13 км.В данном дипломном проекте были рассмотрены основные причины возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи и произведены расчеты (по проектным данным) распределения давления и температуры по стволу скважины, распределения давления и температуры по длине шлейфов и потребляемого количества метанола. Гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин выполнен с целью определения возможности образования гидратов. Результаты расчетов показывают, что термодинамический режим работы скважин находится вне зоны гидратообразования, а в шлейфы необходимо подавать ингибитор гидратообразования (метанол). По результатам гидравлического и теплового расчета скважины видно, что скважина работает с безгидратным технологическим режимом.
План
Содержание
Реферат
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов
Введение
1. Краткая геолого-промышленная характеристика месторождения Усть-Томи
1.1 Общие сведения о месторождении
Вывод
В данном дипломном проекте были рассмотрены основные причины возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи и произведены расчеты (по проектным данным) распределения давления и температуры по стволу скважины, распределения давления и температуры по длине шлейфов и потребляемого количества метанола.
Гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин выполнен с целью определения возможности образования гидратов. Расчет выполнен для труб диаметром 114 мм и толщиной стенки 7 мм, максимальная длина шлейфа подземной прокладки - 6500 м. Результаты расчетов показывают, что термодинамический режим работы скважин находится вне зоны гидратообразования, а в шлейфы необходимо подавать ингибитор гидратообразования (метанол). Также по результатам расчета отмечается минимальное падение давления по длине шлейфов, это происходит изза высокой пропускной способности газопровода при небольших объемах транспортируемой продукции.
По результатам гидравлического и теплового расчета скважины видно, что скважина работает с безгидратным технологическим режимом.
По результатам гидравлического и теплового расчета шлейфов видно, что во всех шлейфах, существуют условия для образования гидратов. Место начала образования гидратов в шлейфах зависит от устьевого (пластового) давления, длины шлейфа, дебита газа, характера теплообмена. По результатам расчетов также видно, что со снижением пластового (устьевого) давления расстояние от устья, на котором могут образовываться гидраты, увеличиваются, что связано со снижением равновесной температуры гидратообразования. Расход метанола в зимний период по сравнению с летним периодом возрастает на треть.
В экономической части был произведен расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей газа, который составил 652,14 руб. В связи с отсутствием установки регенерации метанола этот вариант предотвращения гидратообразования является более приемлемым.
В НГДУ "Катанглинефтегаз" достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и экологичности при добыче газа. Предлагаемые в дипломном проекте решения не снижают достигнутый уровень безопасности и при их внедрении будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности добычи и подготовки газа.
Список литературы
Реферат
Дипломный проект 127 страниц, 21 рисунок, 35 таблиц, 12 источников.
Геологическая часть включает в себя сведения о расположении месторождения Усть-Томи и его структуре, газоносности, запасах газа и конденсата, сведения о газовых скважинах этого месторождения.
В разделе разработки месторождения приведены основные показатели разработки месторождения Усть-Томи, состояние разработки месторождения, обоснование конструкции скважин и устьевого оборудования, технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.
В технологической части выполнены следующие расчеты: тепловой и гидравлический расчет скважин и шлейфов скважин, а также расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин.
В разделе экономики произведен расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей газа на месторождении Усть-Томи.
В разделе безопасность и экологичность проекта приведены требования по факторам безопасности и экологичности сбора газа и конденсата, приведена оценка источников и видов вредного воздействия на природную среду. Произведена оценка эффективности мероприятий по обеспечению производственной безопасности, технических систем и технологических процессов.
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов
ГВК - газоводяной контакт;
ГО - гражданская оборона;
КПД - коэффициент полезного действия;
НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
НКТ - насосно-компрессорная труба;
ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация;
ПВН - площадка входных ниток;
ППГ - путевой подогреватель газа;
УКПГ - установка комплексной подготовки газа;
ЧС - чрезвычайная ситуация;
? - коэффициент гидравлического сопротивления;
? - параметр Шухова;
?н - плотность газа в стандартных условиях;
?р - плотность газа в рабочих условиях;
Di - коэффициент Джоуля-Томсона;
W - влагосодержание природного газа;
Zн - коэффициент сжимаемости в стандартных условиях;
Zp - коэффициент сжимаемости в рабочих условиях;
Мг - молекулярная масса газа;
Рк - давление конечное;
Рн - давление начальное;
Рпл. - давление пластовое;
Ру. - давление устьевое;
Ср - изобарная теплоемкость природного газа;
Тк - температура конечная;
Тн - температура начальная;
Ту. - температура устьевая.
Введение
Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Сахалина.
Практически к 2006 году газ может занять доминирующее место в топливном балансе Хабаровского края. Выявленные запасы газа позволяют обеспечивать его устойчивое поступление в течение многих десятилетий, появится возможность сбалансировать тарифы на тепловую и электрическую энергии.
Газоснабжение Хабаровского Края осуществляется природным газом по магистральном газопроводам Даги-"Оха" и "Оха-Комсомольск". Источником природного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина. Транспорт газа до г. Комсомольск-на-Амуре - бескомпрессорный, производится за счет высокой пластовой энергии газа на месторождениях и высокой пропускной способности газопровода при низких объемах транспортируемого газа.
Освоение шельфа в рамках проектов "Сахалин - 1" и "Сахалин - 2" позволит увеличить добычу газа к 2005 г. в 12 раз по сравнению с 1995 г. ОАО "НК "Роснефть "Сахалинморнефтегаз" планирует довести уровень поставок газа в Хабаровский край к 2006 году до 3,3 млрд. м3. в год, что в пересчете на условное топливо равно количеству потребляемого в крае угля.
Свою посильную лепту в увеличении газовой составляющей топливного баланса энергетики Сахалинской области вносит газоконденсатное месторождение Усть-Томи.
Задача настоящего дипломного проекта заключается в рассмотрении основных причин возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи, и предложить к внедрению более экономически выгодный вариант предотвращения гидратообразования. В связи с этим был произведен гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин, цель которого заключалась в определении возможности образования гидратов в системе сбора скважинной продукции, а также потребного количества ингибитора гидратообразования.1. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.
2. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988. - 302 с.
4. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.: Недра, 1976. - 198 с.
5. Ишмурзин А.А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: Изд. УНИ, 1981. - 90 с.
6. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с.
7. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1987. - 247 с.
8. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. - М.: Недра, 1966. - 186 с.
9. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1976. - 368 с.
10. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. - 331с.
11. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов / А.Д. Бренц, В.Е. Тищенко, Ю.И. Малышев и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра 1986. - 511 с.
12. Отчет по производственной деятельности НГДУ "Катанглинефтегаз". - Оха, 1999. - 132 с.