Содержание
Введение
1. Нормативные ссылки
2. Объект и предмет практики
3. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
4. Трубопроводы системы сбора газа
5. Назначение и устройство компрессорных станций
Заключение
Список использованных источников
Введение
В настоящее время идет бурное развитие трубопроводного транспорта, что вызвано интенсивной добычей природного газа и необходимостью доставки его к потребителю наиболее экономичным способом вызвали. Транспортировать газ по трубопроводам удобнее и дешевле, чем другими транспортными средствами, так как такая транспортировка обеспечивает непрерывное (и практически бес потерь) поступление газов к потребителю непосредственно из месторождений или подземных хранилищ.
Основной задачей газовых хозяйств является бесперебойное, надежное и экономичное газоснабжение потребителей, для чего необходимо четко организовывать и управлять, научно обоснованно планировать все показатели работы, выявлять и использовать резервы производства, повышать производительность труда.
1. Нормативные ссылки
При выполнении текстовой части отчета были использованы ссылки на следующие документы:
- ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению.
- ГОСТ Р 1.5-2004 Стандарты национальные РФ. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению.
- ГОСТ 2.105 — 95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.
- ГОСТ 2.109 -73 ЕСКД. Основные требования к чертежам.
- ГОСТ 2.106-96 Текстовый документ.
- ГОСТ 2.104-68 Основные надписи.
- 301-68 ЕСКД. Форматы
- ГОСТ 2.118 — 73 ЕСКД. Техническое предложение
- ГОСТ 2.302 — 68 ЕСКД. Масштабы
- ГОСТ 2.303 — 68 ЕСКД. Линии
- ГОСТ 2.304 — 81 ЕСКД. Шрифты чертежные
- ГОСТ 2.316 — 68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц
- ГОСТ 7.80- 2000 СИБИД. Библиографическая запись. Заголовок. Общие требования и правила составления.
2. Объект и предмет практики
Объектом практики является предприятие ООО «Гравитон»
Общество основано в 1996 году и осуществляет свою деятельность в пяти районах Краснодарского края . По состоянию на 01.09.217 ООО «Гравитон» на территории Краснодарского края владеет 21 лизензией ( из них 10 на добычу УВС (НЭ); 2- на разработку газовых и газоконденсатных месторождений; 1- на геологическое изучение с правом добычи УВС(НЭ); 2- на геологическое изучение (НП).
На период прохождения мной практики на предпреятии велись работы по добычи газовых и газоконденсатных месторождений .
3. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
Прежде чем выявить и провести добычу запасов из недр Земли, необходимо провести комплекс определенных действий, направленных на регулирование движения газа в коллекторе, режима его работы и энергии в пласте.
Разработка газовых месторождений зависит от таких параметров:
- изменение с течением времени давления в пластах и скважинах;
- количество углублений;
- сила компрессорных устройств;
- объем поступающей жидкости;
- технологические особенности производства;
- стоимость добычи топлива;
- эксплуатационные расходы и так далее.
Изменения и отклонения данных значений в первую очередь зависят от системы залежей «голубого топлива». К ним относятся газовый, водонапорный и упругогазоводонапорный режимы.
Газовый режим при разработке газовых месторождений характеризуется тем, что подземные воды практически не просачиваются в топливные запасы. Наиболее значимым признаком такой системы является уменьшение давления в пласте и большой объем резервов горючих полезных ископаемых.
Во время водонапорного режима приток газа происходит при помощи повышения или снижения давления в коллекторах, а также под воздействием подземных вод.
При упругогазоводонапорной системе половина энергии сжатых углеводородов в пласте замещается энергией жидкости.
Стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений
В производстве скважин выделяют следующие периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений:
- фаза усиливающейся добычи «голубого топлива»;
- продолжение производства;
- заключительный этап.
Во время первого периода происходит бурение углублений, обустройство скважины, подготовка к постоянной эксплуатации.
При второй стадии разработки газовых месторождений осуществляется активная добыча горючих полезных ископаемых, продолжается бурение дополнительных скважин, устанавливается и модернизируется компрессорная платформа.
Третий этап отличается спадом производства, снижением количества углублений, просачиванием жидкости в залежи, существенным уменьшением давления в пласте.
Также выделяют следующие две технологии разработки газовых месторождений:
- Опытно-промышленная эксплуатация. Происходит обустройство производства и детальное исследование местности для дальнейшего проектирования.
- Промышленная разработка. Происходит оборудование и подготовка скважин к эксплуатации.
В первом случае учитываются такие показатели, как давление и температура в пласте, особенности газа и сопутствующей жидкости, режим использования скважины, скорость и объем добычи топлива.
В процессе промышленной разработки выявляются следующие факторы: изменение давления и температуры в углублениях, динамика количества скважин, размеры добычи «голубого топлива» и его конденсата, длительность использования компрессорных устройств и тому подобное.
Разработка и эксплуатация газовых месторождений
Разработка и эксплуатация газовых месторождений происходит при помощи специальных углублений – скважин. В свободном состоянии «голубое топливо» скапливается в отверстиях горных пород. Чтобы извлечь оттуда природный газ, применяются различные способы и технологии.
Газовые скважины бывают:
- горизонтальные;
- наклонные;
- вертикальные;
- многозабойные;
- многоствольные.
У каждой разновидности есть свои определенные задачи и предназначения. Однако все они выполняют важные роли в процессе работ по добыче газа. Вертикальное углубление – наиболее распространенное. Как правило, их угол наклона не должен превышать 5 градусов. Если больше – то это уже наклонные. У горизонтальной скважины ракурс отклонения составляет 80-90 градусов. А многоствольная конструкция отличается тем, что имеет несколько ответвлений.
Чтобы потратить минимум сил и времени на производство и оборудование скважин, необходимо учитывать некоторые особенности разработки газовых и газоносных месторождений. К ним относятся режим залежей, размещение углублений, технология их использования, конструкция проемов, объемы содержащихся горючих полезных ископаемых в данной местности и так далее.
При планировании разработки производства нужно обратить внимание на такие характеристики:
- геологические особенности месторождения;
- параметры продуктивного пласта (объем, толщина, длина, наличие газа);
- характеристики водонапорного режима;
- физико-химические свойства «голубого топлива»;
- степень разделения пластов и так далее.
Особенности разработки газовых месторождений также состоят в том, что при производстве необходимо принимать во внимание компонент газоотдачи. Именно от данного параметра зависит размер добываемой продукции, мониторинг скважины, система ее устройства и, как результат, эффективность производства. Степень газоотдачи будет соответствовать отношению изъятого топлива к изначальным запасам.
Разработка месторождений газа состоит из таких мероприятий, как изучение, мониторинг, усовершенствование и управление производством залежей «голубого топлива».
Во время эксплуатации газовых месторождений могут возникать неприятные ситуации и осложнения. К таким обстоятельствам относятся:
- разрушение области возле места бурения (возникает вследствие значительных нагрузок);
- преждевременное просачивание подземных вод в скважину, что ведет за собой уменьшение или даже прекращение поступления «голубого топлива»;
- образование в углублениях соединений природных газов, что также приводит к затруднению добычи газа;
- опасность продавливания труб в результате отсутствия необходимых технологий безопасности и так далее.
Чтобы избежать непредвиденных ситуаций и осложнений, нужно придерживаться определенных правил и осуществлять надежную защиту оборудования.
4. Трубопроводы системы сбора газа
Трубопроводы системы сбора газа на газовых и газоконденсатных месторождениях состоят из следующих элементов:
- шлейфов, идущих от скважин до УППГ (установка предваритель-ной подготовки газа) и УКПГ (установка комплексной подготовки газа) при лучевой схеме сбора газа или до промысловых коллекторов при индивидуальной, кольцевой и смешанной схемах сбора газа;
- газосборных промысловых коллекторов от УППГ и УКПГ к головным сооружениям и магистральному газопроводу;
- внутриплощадочных технологических коммуникаций УППГ, УКПГ и ГС.
Для обустройства газовых месторождений выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическими расчетами.
Различают коллекторные и бесколлекторные газосборные системы. Бесколлекторная система сбора газа реализуется только при централизованной подготовке газа
Шлейфы газовых и газоконденсатных скважин, а также коллекторы подвергаются гидравлическому испытанию на прочность. После проведения гидравлического испытания шлейфы должны быть продуты воздухом для удаления воды с применением эластичных разделителей и осушены метанолом при наличии в газе агрессивных примесей.
Технологическое обслуживание трубопроводов включает два вида работ: технические осмотры и планово- предупредительные ремонты.
Линейная часть шлейфов, коллекторов и трубопроводов в процессе их эксплуатации подлежит контролю путем обхода и объезда не реже одно раза в месяц.
Ревизия трубопроводов, уложенных в землю, производится после вскрытия и выемки грунта на отдельных участках (производится осмотр состояния антикоррозионной изоляции поверхности трубы, сварных швов; промер толщины стенок трубы).
Надзор за запорной арматурой и ее обслуживание должны осуществляться дежурным персоналом в соответствии с требованиями, предъявляемыми к технической эксплуатации арматуры и «Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности».
5. Назначение и устройство компрессорных станций
На магистральных газопроводах различают три основных компрессорных станции:
1) Головная компрессорная станцию, подключаемая на начальном участке газопровода. На территории этой станции размещается весь комплекс установо к по подготовке газа.
Газ перед подачей в газопровод проходит следующие стадии:
—очищение от механических примесей, используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители;
-осушение (жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.) проводят двумя способами: абсорбционным(с жидкими поглотителями) и адсорбционным(с твердыми поглотителями);
-отделение от газа конденсата и воды, используют низкотемпературную сепарацию с впрыском ингибитора в поток газа. Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля;
-охлаждение;
-одоризация, (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.) для обнаружения утечки газа.
Среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др.
2) Линейная компрессорная станция, устанавливается на магистральном газопроводе через 100-150 км.
В составе линейных сооружений магистрального газопровода входят:
— газопровод с отводами и лупингами;
— переходы через естественные и искусственные препятствия;
— перемычки;
— узлы редуцирования;
— узлы очистки газопровода;
— узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;
— узлы подключения компрессорных станций;
— запорная арматура;
— система электроснабжения линейных потребителей;
— устройства контроля и автоматики;
— система телемеханизации;
— система оперативно-технологической связи;
— система электрохимической защиты;
— здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).
3) Дожимные компрессорные станции. Устанавливаются на подземных хранилищах газа.
-очистка от механических примесей
-осушка
-сепарация
-пулеулавнливание.
Газораспределительные станции
— узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;
— узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления РД различной мощности;
— узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами:
— узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;
— установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы «Нерис» или ВНИИСТО с теплообменниками, которые служат одновременно для отопления ГРС;
— установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;
-внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;
-устройства КИП и автоматики;
-электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.
Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплекте с регуляторами давления или пневмореле, расходомерными и другими установками.
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) — это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа
Компрессорная станция — неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
Заключение
В ходе практики ознакомились с работой нефтедобывающего оборудования и процессом подготовки газа к дальнейшей транспортировке.
В ходе выполнения работы изучили особенности проектирования и разработки газовых и газоконденсатных месторождений, изучили стадии разработки и параметры, от которых они зависят, рассмотрели вопросы техники безопасности на стадиях разработки, эксплуатации. Рассмотрели разновидности систем сбора добываемого продукта. Изучили порядок проведения работ по очистке и ингибированию трубопровода, рассмотрели имеющиеся схемы по запуску и приему очистного поршня. Уделили особое внимание технике безопасности по проведению очистных работ.
Список использованных источников
1. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторожде-ний, М. «Недра» 1971г.
2. В.В.Салюков Диагностика и ремонт магистрального газопро-вода, Москва 2007г.
3. Дейк Л. П. Основы разработки нефтяных и газовых месторож-дений; под ред. Э. М. Симкина; пер. с англ. Б. Л. Фалалеев. – Москва: «Премиум Инжиниринг», 2014. – 549 с.
4. Интернет ресурс: http://oznagia.ru/ochistka_porshnya.htm