Технологические особенности процесса добычи газа в ООО "Уренгой Бурение"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Практика является одним из важнейших этапов в подготовке специалистов по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Задачей практики является закрепление знаний по пройденным курсам, развитие производственных навыков работы, получение навыков работы в коллективе, знакомство с технологией добычи, системами сбора и подготовки нефти и газа, насосными и компрессорными станциями, сбор геологических, технических и экономических материалов для курсового проектирования.

Учебную практику я проходил в ООО «Газпром Бурение» на предприятии ООО «Уренгой Бурение» оператором по добыче нефти и газа.

«Уренгой бурение» -- самый крупный филиал Компании, выполняющий основной объем буровых работ на севере Западной Сибири, ведет свое начало с первых поисково-разведочных экспедиций на территории Тюменской области и тесно связан с развитием и освоением нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа. С момента своего образования филиал освоил 39 месторождений и площадей Западной Сибири, пробурив свыше 7 млн. м горных пород и построив более 4,5 тыс. скважин.

Деятельность филиала основана на высокой компетентности специалистов в области строительства скважин любого типа сложности, применении нового оборудования и последних технологических достижений в сфере проводки скважин.

«Уренгой бурение» реализует стратегическую задачу по строительству всех видов скважин в приполярном и заполярном районах Западной Сибири на территории Надымского, Пуровского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа, в частности на Ямбургском, Песцовом, Уренгойском, Таркосалинском, Северо-Самбургском, Заполярном, Тазовско-Заполярном, Медвежьем месторождениях, Харвутинской, Парусовой и Западно-Песцовой площадях. В планах филиала дальнейшее разбуривание уже открытых и выход на новые месторождения (Русское, Юбилейное) для предприятий Газпрома и частных компаний на севере Тюменской области.

1. Ямбургское НГКМ. Общие сведения

Ямбургское месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове - территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0.3 до 1.5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до двух - пяти метров и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.

Большая часть площади покрыта мхами и лишайниками. Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 - 1.0 м/сек. Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники - реки и озера. Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части. Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами.

Климат района континентальный. Зима продолжительная (до 9-9.5 месяцев) и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное.

Средняя температура воздуха зимой -24 -26С. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября.

Средняя летняя температура воздуха +6.5 +9С. Наиболее теплый месяц в году - август. Среднегодовая температура составляет минус 8-10°С.

Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота. Доставка грузов на месторождение осуществляется железнодорожным, автомобильным, а период навигации (с конца июня по начало октября) основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой.

2. Краткая история разведки месторождения

Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963 г.

Первая поисковая скважина была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс.м3/сут.

Таким образом, первая поисковая скважина N2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина. По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4 млрд.м3 по категории С2.

Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.м3 по категориям В+C1 и 260 млрд.м3 по категории С2.

В 1976-1982 гг. на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ.

В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУ3-БУ11) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия.

Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г., т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500-3300м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В+С1 1193 млрд.м3, С2 585 млрд.м3, конденсата соответственно 102 млн.т. и 50 млн.т.

3. Геолого-промысловая характеристика месторождения

Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

На Ямбургском месторождении разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м. И представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Рассмотрим отложения меловой системы.

В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин - баррем) и покурская (апт-сеноман) свиты.

Мегионская свита представлена аргиллитами серыми и темно- серыми гидрослюдистыми, обычно неслоистыми с прослоями алевролитов и песчаников серых и светло- серых, глинистых, иногда известковистых. Мощность отложений составляет 315 - 360 м.

Вартовская свита подразделяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена ритмичным чередованием выдержанных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с преобладанием последних в нижней части. Мощность подсвиты изменяется от 420 до 470 м. Верхняя подсвита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, невыдержанных по площади и разрезу. Мощность подсвиты составляет 395 - 430 м.

Покурская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин. Песчаники - серые, светло-серые, аркозовые, кварц-полевошпатовые, слюдистые, мелко-среднезернистые, глинистые, сцементированные глинистым, отдельными прослоями карбонатным цементом. Алевролиты - серые, темно-серые, слюдистые, глинистые, крепко сцементированные с прослоями глин. Глины - темно-серые до черных, слюдистые, плотные, алевритистые. Следует отметить, что по возрасту к отложениям нижнего мела относятся только нижняя и средняя части разреза свиты, а верхняя имеет верхнемеловой (сеноманский) возраст. С верхней частью покурской свиты, связана сеноманская залежь газа. Мощность свиты колеблется от 944 до 1065 м.

Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170 х 50 км, этаж газоносности 220 м, общая площадь газоносности - 4655 км2, залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь - пластово-массивного типа, водоплавающая. Газоводяной контакт (ГВК) находится на абсолютных отметках -1158,4 -1176,0 м и имеет наклон в северо-восточном направлении.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей. Продуктивная толща на 40-85% сложена проницаемыми породами и отмечается сильной изменчивостью литологического состава, сложной неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью как по площади, так и по разрезу. Изучение кернового материала показало наличие в песчаных породах множества тонких глинистых прослоев, которые не улавливаются методами промысловой геофизики. Глинистые прослои имеют толщины от единиц до нескольких десятков метров, однако не образуют в продуктивной толще слоистого раздела. Крупные линзы глин не имеют значительной протяженности, часто подсекаются только одной скважиной даже в пределах площади куста. Это обуславливает газодинамическую связь проницаемых пород как по площади, так и по разрезу, что позволяет рассматривать продуктивную толщу по газу как единый резервуар.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости 30 %, проницаемость по керну 0,68 мкм2 и 0,54 0,69 мкм2 по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %. Начальное пластовое давление 11,73МПа, пластовая температура 296 303 К у газоводяного контакта.

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м3.

3.3 Краткая геологическая характеристика нижнемеловых залежей

По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15 продуктивных пластов: БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35, БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35 в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39 имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость 1050%.Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6 до 15.1 х 10-3 мкм2 , значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м3, по второму эксплуатационному объекту 109112 г/м3. Коэффициент извлечения конденсата - 0,68. Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа, пластовая температура 344 К. Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40 МПа, пластовая температура 355359 К.

4. Физико-химическая характеристика газа

Исходным сырьем для ГП-6 является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Природный газ, поступающий на УКПГ, представляет собой пластовую смесь, в состав которой входят углеводороды, капельная влага (конденсационная и пластовая) и мехпримеси. В зимний период возможно содержание метанола в паровой фазе и жидкости (10…20%).

Компонентный состав газа в соответствии с проектом разработки, % объемные:

СН4 - 97,8...99,0; С4Н10 - следы; Не - 0,01...0,02;

С2Н6 - 0,0...0,15; СО2 - 0,2...0,3; Аr - 0,01...0,03;

С3Н8 - до 0,15; N2 - 0,7...1,7; Н2 - 0,002...0,04.

Состав мехпримесей (% масс.):

· окислы железа - 25…30;

· кремнезем - 60...70;

· глинозем - 5...10;

Плотность твердых взвесей 2…2,5 г/см3.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

· среднее пластовое давление - 11,73 МПа;

· динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;

· температура газа на устье - 13...14°С.

Параметры газа на 2010…2014 гг. в зоне УКПГ-6:

· среднее пластовое давление - 1,70...1,27 МПа;

· динамическое давление газа на устье - 1,1…0,64 МПа;

· температура газа на устье - 9…5°С;

· давление газа на входе в ППА - 1,1ё0,36 МПа;

· давление газа в общем коллекторе после ППА - 0,8-0,36 МПа.

5. Описание технологического процесса ГП-6

Общая характеристика производства.

ГП-6 входит в состав газовых промыслов сеноманской залежи Ямбургского нефтегазогазоконденсатного месторождения и расположен в западной части Ямбургского месторождения. Так как на сегодняшний день месторождение находится в стадии падающей добычи, в соответствии с проектом разработки отборы газа в зоне промысла будут уменьшаться и на период с 2010 по 2014 г. составят от 8,1 до 4,3 млрд. м3/год.

Подготовка газа осуществляется способом гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 …плюс 8°С. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 8,5 млн.м3/сут при давлении 5,5 МПа каждая. Круглогодичное охлаждение газа до температуры транспорта газа осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов. Осушенный и охлажденный газ подается в подземные промысловые коллектора к головной компрессорной станции КС Ямбургская.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров в условиях постоянно снижающихся устьевых параметров, на ГП-6 в 1996 году введена в эксплуатацию 1-я очередь дожимной компрессорной станции, а в декабре 2002 года - 2-я очередь. Первая и вторая очереди ДКС расположены перед установкой осушки газа.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты:

1) пункт переключающей арматуры - подключение шлейфов к установке комплексной подготовки газа и распределение ингибитора (метанола) на кусты скважин;

2) технологический цех подготовки газа - осушка газа;

3) установка АВО газа - охлаждение газа;

4) технологический цех регенерации ДЭГа и метанола - восстановление концентрации осушителя и ингибитора гидратообразования;

5) установка печей огневого подогрева ДЭГа и метанола - подготовка реагентов к регенерации;

6) пункт редуцирования газа на собственные нужды - снижение давления осушенного газа для нужд потребителей газа низкого давления;

7) подогреватель газа собственных нужд;

8) узел отключающих кранов (УОК) - отключение УКПГ от межпромысловых коллекторов;

9) склад ДЭГа, метанола и ГСМ;

10) компрессорная воздуха КИП - подготовка воздуха требуемого давления для управления средствами КИП и А;

11) установка воздухосборников - создание запаса воздуха КИП и технического воздуха;

12) система внутриплощадочных коллекторов - транспорт газа, реагентов, стоков и дренажей, пара в системах УКПГ;

13) система сброса газа на свечу;

14) горизонтальное факельное устройства (ГФУ) - утилизация промстоков и сжигание газа при выводе шлейфов на режим;

15) установка подогрева теплоносителя (УПТ) - теплоснабжение промышленных и вспомогательных объектов ГП-6;

16) водонасосная станция - обеспечение бесперебойного водоснабжения промысловых сооружений ГП-6;

17) блок подсобно-производственных помещений;

18) емкость аварийного слива реагентов;

19) аварийная дизельная электростанция - аварийное электроснабжение УКПГ;

20) закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - прием и распределение электроэнергии на напряжение 6 кВ;

21) блок вспомогательных помещений;

22) обводной коллектор ГО.

Газосборная сеть.

Добыча газа ведется по 110 эксплуатационным скважинам, которые группируются в 20 кустов. Имеются 2 поглощающие, 12 наблюдательных и 2 ликвидированные скважины.

Применяются вертикальные и наклонно-направленные скважины, оборудованные фонтанной арматурой крестового типа: АФК6-150/100-210ХЛ, АФК-100/100-210ХЛ, с колонными головками ОКК1-219/324-210ХЛ, КГ 13,5/8ґ12,3/4ґ8,5/210ХЛ. Конструкция скважин: кондуктор диаметром 299 мм - глубина спуска 550 м; эксплуатационная колонна диаметром 219 мм - глубина спуска 1240 м; внутрь эксплуатационной колонны спускается до нижней границы перфорации (1150...1200 м) лифтовая колонна диаметром 168 мм, в настоящее время идет замена на 114 мм.

Для оснащения обвязки кустов газовых скважин №№ 616, 617, 619, 620, 621 используется комплекс энергонезависимых устройств телемеханики газовых скважин "Ямбург-ГиперФлоу-ТМ", разработанный специально для эксплуатации в условиях Крайнего Севера. Система телемеханики обеспечивает сбор, обработку, хранение и передачу на пульт оператора параметров эксплуатации скважин в объеме, необходимом для оптимизации и планирования режимов добычи газа, а также геологической оценки состояния пластов промысла.

Для поддержания оптимального режима эксплуатации, обеспечения дистанционного автоматизированного контроля и регулирования дебита скважин система телемеханики включает:

1. измерительный комплекс на базе расходомера "ГиперФлоу";

2. регулирующее устройство дебита скважины РУД-01, обеспечивающее автоматическое, дистанционное и ручное регулирование расхода газа.

Для сбора газа от скважин применена коллекторно-лучевая схема из труб диаметром 530, 426, 325 мм.

Транспорт сырого газа по шлейфам от кустов скважин до УКПГ сопровождается потерями давления, появлением конденсационной воды, понижением температуры. При понижении температуры ниже температуры гидратообразования и наличии капельной влаги происходит образование плотных гидратных пробок в трубопроводах, в результате снижается производительность скважин и ГСС, возникают аварийные ситуации, что в конечном счете отрицательно влияет на работу УКПГ в целом.

Для сохранения стабильной работы ГСС, предупреждения гидратообразования, разрушения образовавшихся льда и гидратов в процессе транспорта сырого необходимо производить подачу метанола в соответствии с расчетным графиком зависимости необходимой концентрации метанола в конденсирующейся жидкости в газопроводах-шлейфах от параметров газа. Газ по шлейфам поступает на пункт переключающей арматуры.

Пункт переключающей арматуры состоит из 15 узлов ввода шлейфов, которые распределены в арматурных блоках. Каждый из узлов ввода шлейфов оборудован трубопроводом и арматурой соответствующего диаметра для подачи сырого газа в общий коллектор Ду 1000. Далее сырой газ поступает из ППА в коллектор Ду 1000 и направляется на узел подключения ДКС к УКПГ.

В узлах входа шлейфов производится:

- прием газа от шлейфов кустов скважин и его подача в коллектор сырого газа;

- выравнивание давления сырого газа перед подачей его в общий коллектор;

- выполняется сигнализация о понижении давления газа;

- сброс газа в свечной коллектор Ду 300.

На каждом узле ввода шлейфа производятся замеры температуры и давления газа с показанием значений в операторной.

Дожимная компрессорная станция

Технологической схемой ДКС предусмотрены следующие основные процессы обработки газа:

- очистка (сепарация) газа;

- компримирование газа;

- охлаждение газа после каждой ступени компримирования;

Сырой газ с давлением 0,8…0,36 МПа (2010…2014 гг.) и температурой от минус 15 до плюс 15°С по газосборным коллекторам через узел подключения ДКС к УКПГ поступает в блоки сепараторов установки очистки газа (УОГ) для отделения механических примесей и капельной влаги.

Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 1800 мм. Нижняя часть аппарата служит сборником жидкости и состоит из двух отсеков. Первый предназначен для сбора пластовой воды и мехпримесей из входной сепарационной секции, второй - для сбора промывочной жидкости, используемой для орошения.

Стоки от промывки аппаратов направляются в резервуары-отстойники, из которых жидкость откачивается насосом в емкость корпуса регенерации ДЭГа и метанола УКПГ, далее в емкость сбора промстоков для последующей утилизации на ГФУ. Очищенный газ после УОГ подается на компримирование по двум теплоизолированным трубопроводам Ду 1000 мм.

Компримирование газа на ДКС осуществляется в две ступени. После каждой ступени компримирования предусмотрены установки охлаждения газа.

Охлаждение газа позволяет обеспечить требуемые параметры работы ГПА второй ступени и возможность осушки газа до требуемой точки росы по влаге.

Поддержание необходимой температуры газа на выходе из установки охлаждения осуществляется:

- регулированием производительности вентиляторов путем изменения угла установки лопастей;

- отключением двигателей вентиляторов (отключение начинать с последнего по ходу газа ряда);

Промежуточное охлаждение производится после первой ступени компримирования (в составе КЦ-2). Охлаждение осуществляется в 20 аппаратах 2АВГ-75С.

Температура газа на нагнетании первой ступени составляет в летнее время до 130°С, а в зимнее время до 115°С. Температура газа на выходе из АВО должна поддерживаться в диапазоне:

в летнее время 19…36°С;

в зимнее время 15…25°С.

Указанный уровень охлаждения определяется необходимостью обеспечения такой температуры газа на входе в ГПА КЦ-1, при которой не будет происходить конденсация содержащихся в газе водяных паров, с гарантированным запасом 3…5°С.

Конечное охлаждение газа производится после второй ступени охлаждения (КЦ-1). Температура газа на выходе из АВО в летнее время должна поддерживаться на уровне +20…+23°С. В зимний период температура газа после АВО должна быть на уровне 15…20°С. Давления газа после ДКС должно быть в диапазоне 3,6...5,5 МПа.

Установка комплексной подготовки газа.

Газ от дожимной компрессорной станции поступает в коллектор сырого газа и затем на установку подготовки газа в 9 технологических ниток, состоящих из абсорберов А-1/1-9 и их арматурных блоков Ар-02/1-9. Абсорбер является многофункциональным колонным аппаратом диаметром 1800 мм и высотой 15 м, состоящим из 3-х функциональных секций:

- нижняя - предварительная сепарация газа (сепарационная секция);

- средняя - абсорбционная осушка газа (массообменная секция);

- верхняя - очистка газа от ДЭГа, уносимого из массообменной секции.

Сепарационная секция А-1 состоит из узла безгидрозатворного отвода жидкости (БГЗО) установленного в штуцере входа газа, узла входа с пескосъемником, установленным на штуцере входа газа и расположенных над ними тарелками с патрубком для входа газа и циклонными сепарационными элементами., на которых происходит отделение жидкости. Отвод отсепарированной жидкости осуществляется в бункер, расположенный под тарелками и далее, под воздействием сил разряжения, создаваемых завихрителем, в узел БГЗО.

Массообменная часть состоит из структурированной насадки.. Пластины пакетов массообменной насадки выполнены с рифлением листа из стали 12Х18Н10Т толщиной 0,4 м, высота насадки 3,6 м (24 слоя). Над верхним пакетом массообменной насадки размещен распределитель жидкости для подачи РДЭГа. В выходной фильтрующей секции абсорберов А-1 №1, 2, 3, 5, 6, 7, 9 в замен тарелки с фильтр-патронами и центробежными элементами установлены 2 слоя регулярной пластинчатой насадки с сетчатым жгутом (пластины не профилированные высотой по 150 мм с направляющими пластинами для отвода уловленной жидкости). Выделившаяся из газа жидкость (смесь метанол-вода) отводится из кубовой части аппарата и поступает в разделитель Р-1а

Техническая характеристика модернизированного абсорбера:

- производительность по газу, м3/ч (млн.м3/сутки) - 416670;

- объемный расход РДЭГа, м3/ч - до 8,0;

- потери ДЭГа, мг/м3 - не более 10;

- точка росы осушенного газа, при Р=4,0 МПа, °С - минус 15, минус 20;

- рабочее давление, МПа - 3,6ё5,5;

- расчетное давление, МПа - 10.

Природный газ из сепарационной части поступает в массообменную часть, где происходит массообмен между восходящим потоком газа и подаваемым на орошение раствором РДЭГа. При этом газ осушается за счет абсорбции из него влаги, а ДЭГ насыщается влагой и метанолом. Количество РДЭГа, подаваемого на осушку, зависит от расхода газа через установку, температуры контакта, концентрации ДЭГа. Насыщенный раствор ДЭГа собирается на тарелке массообменной секции абсорбера и через клапан-регулятор поступает в Р-1 ЦРД.

Осушенный газ из массообменной секции поступает в фильтрующую часть, где улавливается раствор ДЭГа, уносимый газом. Пылевидные частицы ДЭГа, уносимые газом, коагулируются на регулярной пластинчатой насадке с сетчатым жгутом с направляющими пластинами для отвода отсепарированной жидкости на стенки аппарата. Из абсорбера газ, осушенный до температуры точки росы минус 20°С в зимнее время и минус 10°С в летнее время, поступает по трубопроводу в коллектор осушенного газа Ду 1000.

С целью исключения растепления многолетних просадочных грунтов и повышения надежности газопровода предусматривается охлаждение газа до минус 2°С, которое в зимний период может быть обеспечено в АВО, в теплый период - АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами БТДА-10/13.

Осушенный газ после охлаждения проходит узел хозрасчетного замера газа, где замеряется точка росы вычислителем "Конг-Прима-4" и температура газа с выводом значений в операторскую, и направляется на установку отключающих кранов (УОК). На УОКе замеряется давление с сигнализацией повышения, или понижения давления, с передачей значений в операторскую.

После отсечных кранов осушенный газ поступает в промысловый коллектор.

Изготовляемая продукция УКПГ - газ, осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливаемый к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93.

6. Охрана труда и окружающей среды

нефтегазоконденсатный месторождение стратиграфический

Основные опасности производственных процессов.

Условия труда на рабочих местах в ООО “Уренгой бурение” складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру воздействия на человека.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 опасные и вредные производственные факторы подразделяются по своему действию на следующие группы: химические, физические, психофизиологические и биологические.

Физические факторы включают в себя:

- движущиеся машины и механизмы, подвижные части оборудования, разрушающиеся конструкции;

- повышенная загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны;

- пониженная (повышенная) температура воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень шума на рабочем месте;

- повышенный уровень вибрации;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- расположение рабочего места на значительной высоте и другие;

- повышенное напряжение электрического тока;

- повышенная напряженность электрического поля и другие.

Химические вредные факторы (токсические, раздражающие, канцерогенные) воздействуют на организм человека через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки.

Психофизиологические вредные производственные факторы включают:

- физические перегрузки (статические и динамические);

- нервно-психические перегрузки (эмоциональные и умственные).

К постоянно действующим опасным и вредным производственным факторам могут быть отнесены: шум, вибрация, движущиеся машины и вращающиеся части оборудования, пониженная температура воздуха, повышенная загазованность (запыленность) воздуха рабочей зоны.

6.2 Охрана окружающей среды

ООО “Уренгой бурение” во всех аспектах своей деятельности руководствуется соблюдением баланса между экономическими целями, экологической и социальной ответственностью. Компания не только выполняет требования природоохранного законодательства России, но и старается максимально соответствовать требованиям международных экологических стандартов. Дополнительно, в добровольном порядке «Газпром добыча Ямбург» стремится использовать в своей повседневной деятельности Руководящие принципы по устойчивому развитию, разработанные и одобренные Международным газовым союзом (МГС).

В 2009 году в компании введена в действие Экологическая политика ООО “Уренгой бурение”, приоритетами которой являются:

· сохранение природной среды в зоне размещения объектов газовой промышленности и рациональное использование природных ресурсов;

· обеспечение промышленной и экологической безопасности при строительстве и эксплуатации объектов добычи;

· участие в обеспечении экологической безопасности региона, в котором размещены объекты “Уренгой бурение”.

Заключение

Учебная практика на предприятии ООО «Уренгой бурение» мне очень понравилась. Я узнал много интересного в области сбора и подготовки газа, пообщался с людьми, работающими в области добычи газа уже много лет и приобрел опыт, который поможет мне в дальнейшем изучении своей специальности. Также учебная практика позволила мне увидеть пробелы в моих знаниях, которые следует восполнить.

Список литературы

1. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений/ Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Саркисов, - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. - 880с.

2. Проект разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения. - М.: «ВНИИГАЗ», 1997. - 331.

3. Спивак А.И.Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебн. для вузов/ А.И. Спивака. - М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2004. - 504с.

4. Технологический регламент на эксплуатацию газового промысла №6 (УКПГ и ДКС) Ямбургского НГКМ, 2010 - 241с.

Размещено на Allbest.ru

...