КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
«Система сбора иподготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения»
Уфа 2007
Введение
ООО «Уренгойгазпром»– дочернее предприятие ОАО Газпром. Располагая мощной сырьевой базой,объединение Уренгойгазпром обеспечивает более 40 процентов общего объема добычигаза в России.
Основныенаправления деятельности:
– геологоразведочныеработы;
– добычауглеводородного сырья, его чистка и переработка;
– научно-техническиеи проектные работы;
– строительствои ремонт промышленных и жилых объектов города Новый Уренгой;
– внешнеэкономическиесвязи.
ОбъединениюУренгойгазпром принадлежит авторство многих технических решений, сыгравшихважную роль в развитии российской газовой отрасли.
Уренгойское месторождение находится в разработке 27 лет и вступилов период падающей добычи с резким падением пластового давления.
Для обеспечения нормальной работы систем осушки газа припониженных давлениях контакта, на Уренгойском месторождении проводилисьактивные работы по совершенствованию сепарационного и массообменногооборудования с участием ЦКБН, ВНИИГАЗа и института ТюменНИИГипрогаз. Вдипломном проекте рассмотрена модернизация абсорбера ГП–502 с внедрением вмассообменную секцию регулярной пластинчатой насадки.
Основной задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно:транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа от капельной жидкости имеханических примесей, осушка до требуемой точки росы и компримирование дляподачи в магистральный газопровод. Все это необходимо выполнять с минимальнымипотерями пластовой энергии, наибольшей технологической и экономическойэффективностью.
1. Геолого-промысловаяхарактеристика УНГКМ
1.1 Орогидрографическаяхарактеристика района
Район находится в севернойчасти Западносибирской низменности. Административно месторождение располагаетсяв Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области(рисунок 1.1).
Территория Уренгойского газоконденсатногоместорождения представляет собой заболоченную полого – холмистую равнину,слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогеннымиформами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности наплощади колеблются от + 18 до + 80 м.
Район находится в зоне распространениямноголетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 1°С на 100 км.Строение многолетнемерзлых толщ — от монолитного наСеверо-Уренгойском месторождении, до слоистого — в долинах рек на югеУренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360 — 500 м. ТемператураММП от минус 1 до минус 5°С. Температурный градиент по толще ММП (средний)– 3,8°Сна 100 метров разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональныеталые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжениегорода Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляетсяблагодаря развития этих таликов.
Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладнымлетом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 °С. Самые холодные месяцы года – декабрь, январь, февраль. Вэти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55)°С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период – ссередины июня до середины сентября. Самый теплый месяц – июль. Его средняятемпература колеблется от 6 до 15°С, а максимальная может достигать 40°С.
/>Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождений
Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и теплымимесяцами составляет 80°С. Мощностьснежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает 1-2 м в пониженияхрельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм. Большая частьих (70%) выпадает в летние месяцы.
Гидрографическую сеть образуют р. Пур (на востокерайона) и ее левые притоки – р. Ево-Яха, р. Нгарка-Есетояха, р. Малхой-Яха, р.Табъяха, р. Хадуттэ. Судоходна только река Пур. Реки вскрываются в конце мая — начале июня, замерзают всередине октября.
Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов.До 1977 ближайшим действующим был газопровод Медвежье – Центр, в 1978 началдействовать газопровод Уренгой–Надым, а в 1983 Уренгой – Помары – Ужгород. Вюжном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой — Сургут — Челябинск.
Транспортировка нефти и конденсата производится по продуктопроводуУренгой — Сургут.1.2 Краткаялитолого-стратиграфическая характеристика разреза
Разрез Уренгойского месторождения представленпородами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистымиотложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.
Палеозойскийфундамент
НаУренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ – 6 отложения палеозойскогофундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представленыметаморфизированными аргиллитами и алевролитами. Скважиной 414 породыфундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменнымибазальтами типа андезита.
Триасоваясистема представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.
Отложения триасового возраста представленынижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложениякрасноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники,в верхней – переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовыйотдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижнейчасти варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами.Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюуи витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовыхотложений составляет 4-6 км.
Юрскаясистема представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.
Тюменскаясвита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных отложений,литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов,алевролитов, песчаников.
Абалакскаясвита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвитатолщиной 49 — 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников иалевролитов. Верхняя – аргиллитами.
Меловаясистема состоит из песчано-глинистых отложений мегионской, вартовской,покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Мегионскаясвита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскуюпачки.
Ачимовскаятолща – это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м.К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) июжно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представленыпесчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ12,БУ13, БУ14 имеются углеводороды. В южно-балыкской пачкевыделяются продуктивные горизонты БУ10-11.
Чеускинскаяпачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученнымиплитчатыми глинами толщиной 14-33 м.
Вартовскаясвита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижневартовская свита состоит из 3-хлитологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенныхпесчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4пласта БУ7, БУ80, БУ8, БУ9,три из которых продуктивны. По всей площади над пластом БУ80четко прослеживается реперные «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты 131 – 215 м.Усть-Балыкская пачка – это переслаивание мощных песчано-алевролитовых иглинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны БУ1-2и БУ5-6. Толщина пачки 181 – 336 м. Пимская пачка толщиной 23 – 58 м – этоалевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231 – 424 м — переслаиваниеаргиллитов, алевролитов и песчаников.
Покурскаясвита (апт-альб-сеноман) – чередование алевритопесчаных и глинистых породразличной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурскойсвиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 –350 м. Общая мощность отложений свиты 812 – 978 м.
Кузнецовскаясвита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 – 80 м.
Березовская свита – глины монтмориллонитовогосостава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 – 314 м.
Ганькинская свита толщиной 234 – 350 мпредставлена морскими глинами с прослоями алевролитов.
Палеогеноваясистема объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской иатлымской свит.
Тибейсалинская свита сложена глинами смаломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 – 301 м.
Люлинворская свита представлена опоковидными идиатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной49 –95 м.
Атлымская свита объединяет песчаные отложенияконтинентального генезиса толщиной 17 – 75 м.
Четвертичная системапредставлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18– 140 м глинами, диатомитами.
1.3 Тектоника
Уренгойская площадь.Приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианальногопростирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м.Устанавливается 2 купола: – южный, в пределах южной переклинали (УКПГ-1АС) иосновной, с максимумом поднятия в районе УКПГ-8. На севере площади установленопродолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Этопогружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным буренияпо сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойскойи Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10 – 15 км.
Ен-Яхинскаяплощадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятиепредставляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратнойформе. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередкопричудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м.Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился вширотном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м)северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. Посуществу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоскогосвода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 мглубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутригазонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяногоконтакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено.
Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорнымотражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ80Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 мимеет длину 95 км и ширину 15 – 21 км. Амплитуда вала 160 м. Впределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв.56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумявершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе – 2600 м имеетразмеры 25 ´ 9 км, амплитуду –58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры29 ´ 5,5 – 10,5 км и амплитуду 29 м.Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 ´ 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крылавала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (одинградус – один градус 20 минут).
По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуруи по оконтуривающей изогипсе – 1200 м имеет размеры 120´31 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральнаяприподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяетсясамостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое.Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер.Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала посеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложенийУренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.
1.4 Нефтегазоносность
В разрезеУренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский инижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 ми представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленнуюэксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м3 вгод. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскуюантиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое иСеверо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единымводогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными поширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структурус Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) — Северо-Уренгойской.
Фильтрационно-емкостные параметры:
– открытаяпористость 28 — 35%;
– проницаемость 0,3мкм2 – 3,5 мкм2;
– газонасыщенность 70-74%;
– начальноепластовое давление 12,25 МПа;
– средняятемпература залежи 31°С.
Нижнемеловойгазоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 – 3650 м ихарактеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количествагазоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкимифильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальнымсодержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.
С 1971 наместорождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела.В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежейуглеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК18,ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2,БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11,БУ121, БУ122, БУ13, БУ14,залегающими в интервале глубин 1780 – 3050 м. Кроме того, имеют местогазопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 – 3500 м.Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапнымосвоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствиис «Комплексным проектом разработки. «составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему(1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м3 и6,2 млн. т. в год.
В настоящеевремя в разработке находятся газоконденсатные залежи I–IV объектов эксплуатации инефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленномуосвоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК21,АУ9, БУ15, БУ16, а также ачимовской толщи,расположенные в пределах лицензионного участки ДП «Уренгойгазпром».
Статиграфическиосновные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свитеберриас – валанжина и тангаловкой свите валанжин – готерива. Диапазоннефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК18,ПК21, группы АУ, пласты БУ0– БУ5, (всепласты газонасыщеные), пласты БУ80, БУ8, БУ9,БУ10-11, БУ 121, БУ13, БУ14(нефтегазонасыщенные), пласты БУ122, БУ15, БУ16,БУ17 (газонасыщенные).
При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнегомела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близостифильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, атакже других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.
В пределахЮжного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежив пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ0, БУ5,а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С2)впластах ПК16 и БУ1-2 [2].
Залежь впласте ПК18 залегает на глубинах 1745–1790 м и обладаетмаксимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.
Залежь платаПК21 по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах1890–1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационныхскважин принят по данным ГИС на а.о. – 1858 м.
Небольшаязалежь в пласте АУ10 залегает на глубинах 2245–2260 м. Впринятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пластБУ0 индексировался как БУ3.
/>
Рисунок 1.2 – Схематический геологический разрез УренгойскогоНГКМ
/>С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинамГВК опушен до а.о. – 2340 м. (сравнительно с – 2333 м. принятом приутверждении запасов в ГКЗ).
Пласт БУ5наЮжном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта изалегает на глубинах 2505–2537 м.
Залежи впластах ПК16 и БУ1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальныйинтерес может представлять залежь в пласте БУ1-2, имеющая высоту 27 м.В пласте ПК16 поле газоносности приурочено к самой сводовой частиЮжного купола, высота залежи немного более 10 м.
IIэксплуатационный объект включает в себя пласты БУ80, БУ8и БУ9. К пласту БУ8 приурочена единаягазоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющейгазоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склонасевера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ ивосточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатнойшапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), всеверной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около100 м [2].
В пределахЮжного купола пласт БУ80 не имеет четкого раздела отнижележащего пласта БУ8. На основании отметок газоводяного контактапри подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ80– БУ8.
При этом газоводяная зонарасширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 кмюжной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.
Залежь впласте БУ8 также единая в пределах всех структурных элементов, поморфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогичнавышеописанной.
К плату БУ9приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол,север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола дляцелей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку онане имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой кводоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основнойзалежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м.
III эксплуатационный объектвключает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (БУ101,БУ102, БУ111, БУ11 2,БУ113) и пласт БУ121.ПластБУ10 соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатнойчасти, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ101и БУ102). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе(106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширинагазовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км заисключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км.Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ111приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ ивторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеетнебольшую высоту (менее 20 м).
Газовая шапканефтегазоконденсатной залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 ´ 19 км. Нефтяная оторочка кольцеваятипа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ112 поленефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежиЮжного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры8 ´ 9 км. Газонефтяная зона узкая,шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ113содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газоваяшапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 ´ 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 кмпри этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11,кольцевого типа.
В пласте БУ121по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна наСеверном куполе, две в пределах ЦПЗ и самая крупная на Южном куполе.
Максимальными запасами впределах пласта БУ121 обладает залежь на Южном куполе,газовая часть которой имеет размеры 10 ´ 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типавысотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ – 1АВ от 30до 70 м.
IV эксплуатационный объектвключает в себя пласты БУ122, БУ13, БУ141,БУ142. В пласте БУ122 имеются двегазоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км)и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в севернойчасти около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатнаязалежь имеет размеры 8 ´ 16,5 кми высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ122 заглинизирован.В плате БУ13 коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе.
Залежь на Южном куполегазоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочкакозырькового типа.
Газовая залежь пласта БУ13имеет размеры 8 ´ 18,5 кми высоту около 60 м. Горизонт БУ14 с учетом различия в газоконденсатныхконтактах разделен на два продуктивных пласта БУ141 и БУ142имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключениемСеверного купола. В пласте БУ141 имеются две газовыезалежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. Кпласту БУ142 приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗи одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи вцелом 8 ´ 19,5 км, высота около 50 м.
Таким образом, залежипродуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеютраспространение в пределах Центральной приподнятой (УКПГ – 5В и УКПГ – 2В) иЮжного купола (УКПГ – 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности игазонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ –1АВ.
В разрезе Уренгойского НГКМниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовскойтолщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16,БУ17.
1.5Характеристика сырья иполучаемых продуктов
Газсеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%).Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%.Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 — 0,557, среднее – 0,563.Критические параметры: критическое давление – 4,73 МПа, среднекритическаятемпература – 190,5 К.
Низшаятеплотворная способность 32121 — 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3.Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:
СН4 – 98,28%;
С2Н6 – 0,15%;
С3Н8 – 0,002%;
С4Н10 – 0,0014%;
С5+ высшие – 0,0006%;
СО2 – 0,35%;
Н2 – 0,02%;
О2 – 1,16%;
N2 – отсутс.;
Не – 0,013%;
Н2S – следы.
Содержаниеуглеводородного конденсата – от 0,03 до 0,05 см3/м3.
Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинскихзалежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.
Таблица 1.1 –Состав пластового газа Химический состав и другие свойства пластового газа
С1,
% мас.
С2,
% мас.
С3,
% мас.
iC4,
% мас.
NС4,
% масс.
С5+,
% масс.
абсол. плотность,
кг/м3
Абсол
влаж. г/м3
молекул. масса С5+, г/моль 90,30 4,87 2,20 0,50 0,58 1,55 0,792 2,62 98,0
Продуктами, получаемыми на установке, являются:осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 – 93 и нестабильный конденсат по ТУ05751745 – 02 – 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Состав нестабильного конденсатаКомпонентный состав Масса %
С1 6,93
С2 7,01
С3 11,62
iС4 5,24
nС4 7,29
iС5 4,80
nС5 4,59
С6 52,53
С5+ 61,92
Плотность, г/см3 0,5690
Значение плотностей зависит от условий отбора,температуры и давления НТС и может меняться в пределах ±4%.
Абсолютное содержание индивидуальныхуглеводородов может меняться в пределах ±10%.
2. Текущеесостояние разработки УНГКМ
2.1Краткая история освоения месторождения
Уренгойскоеместорождение открыто в 1966 скважиной №2. На Уренгойском месторождениигазонасыщенными являются верхнемеловые (сеноман) и нижнемеловые (валанжин)отложения.
Сеноманскаязалежь Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) введена вэксплуатацию 22 апреля 1978 по проекту, составленному в 1976 на запасыутвержденные ГКЗ СССР в 1970, в объеме 3878 млрд. м3 газа.
В 1979 ГКЗпересмотрела запасы газа и они составили 6221 млрд. м3 газа. В связис существенным увеличением запасов газа в 1981 составлен проект разработкисеноманской залежи УГКМ в объеме годовой добычи 250 млрд. м3 газа.
В декабре1989 ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения,определенные Главтюменгеологией объемным методом по состоянию изученности на01.01.89. По разрабатываемым площадям они составили 6933 млрд. м3.Прирост запасов обусловлен увеличением на 11,5% площади газоносности (восновном по данным сейсморазведочных работ) и на 9,6% средней величиныгазонасыщенной толщи.
В настоящеевремя в эксплуатации находятся все 15 установок комплексной подготовки газа(УКПГ): УКПГ-1АС 10 на Уренгойской площади, УКПГ-11, 12, 13 на Ен-Яхинскойплощади и УКПГ-15 на Северо-Уренгойском месторождении.
Сроки вводаУКПГ в эксплуатацию постоянно отставали от проектных. В 1985 проектомпредусматривался выход на постоянный отбор 250 млрд. м3 газа в год свводом в эксплуатацию 15 УКПГ. Фактически к этому времени в эксплуатациинаходились только 11 УКПГ (таблица 2.1).
Таблица 2.1 –Дата ввода в эксплуатацию УКПГ по месторождениюНомер УКПГ Дата Номер УКПГ Дата УКПГ – 1 22.04.78 УКПГ – 1 ас 17.06.84 УКПГ -2 29.10.78 УКПГ – 2В 20.01.85 УКПГ – 3 19.10.79 УКПГ – 1АВ 05.07.85 УКПГ – 4 21.09.80 УКПГ – 1АС 26.08.85 УКПГ – 5 30.03.81 УКПГ – 5В 16.02.86 УКПГ – 6 15.09.81 УКПГ – 12 23.02.86 УКПГ – 7 25.08 82 УКПГ – 13 20.08.86 УКПГ – 8 13.03.83 УКПГ – 15 26.08.86 УКПГ – 9 09.07.83 УКПГ – 8В 09.12.86 УКПГ – 10 27.11.83 УКПГ – 11 04.09.85 УКПГ – 12 22.02.86 УКПГ – 13 20.08.86 УКПГ – 15 26.08.87
Проектныйгодовой отбор в период с 1985 по настоящее время составлял 250 млрд. м3газа, в том числе по Уренгойской площади – 185 млрд. м3, поЕн-Яхинскому – 50 млрд. м3, по Северо-Уренгойскому месторождению – 15млрд. м3. В связи с отставанием ввода в разработку залежиЕн-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения основная добыча газаосуществлялась из залежи Уренгойской площади, в 1984–1988 проектный годовойотбор превышал на 22 – 64%. Повышенная годовая добыча обеспечиваласьподдержанием дебита на уровне оптимального, максимальным использованиемпроизводственных мощностей УКПГ, задействованием проектного резерваэксплуатационных скважин.
2.2Основные проектные решения по разработке Уренгойского газоконденсатногоместорождения
В разрезеУренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса значительноотличающихся между собой по геолого-промысловым характеристикам: сеноманский и нижнемеловой.
Сеноманскийгазоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 м и представлен единойгазовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 намаксимальный отбор добычи газа 250 млрд. м3 в год. Характернойособенностью сеноманской залежи является наличие значительных запасов газа,преимущественно, метанового состава с крайне низким содержанием тяжелыхуглеводородов.
Нижнемеловойнефтегазоносный комплекс залегает на глубинах 1750 – 3650 м ихарактеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количествагазоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкимифильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высокимначальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другимиособенностями.
В процесседальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная ипродуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти.В результате в 1988 ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом были составлены «Коррективыпроекта разработки» предусматривающие увеличение отбора газа из нижнемеловыхотложений до 40,6 млрд. м3 в 1990 с одновременным ограничениемдобычи газа и конденсата из объектов, содержащих нефтяные оторочки.
В 1989 ГКЗСССР переутвердила геологические запасы газа и конденсата по разработаннымобъектам нижнемеловых отложений в объемах соответственно 1647,7 млрд. м3газа и 291,3 млн. тонн конденсата.
Ввидусложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатациив 1995 переутверждались запасы газа, конденсата и нефти и трижды (в 1986, 1988и 1991) осуществлялось проектирование разработки залежей в процессе которогообосновывалась стратегия их освоения для данного этапа, уточнялись уровнидобычи товарной продукции и технологические показатели разработкигазоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на дальнейшую перспективу.
В 1995 истексрок действия выполненного ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом в 1991 «Комплексногопроекта разработки нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения», в связи счем возникла необходимость в составлении нового проектного документа. Однако,ввиду задержки с пересчетом и переутверждениями запасов углеводородов, сроксоставления уточненного проекта разработки перенесен на 1996, а основой дляпланирования добычи газа, конденсата и нефти из нижнемелового продуктивногокомплекса на 1996 явились «Основные решения и технологические показателиразработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на 1996–1997выполненные ТюменНИИГипрогазом.
Ввышеупомянутом проектном документе на основе анализа текущего состоянияэксплуатации залежей и с учетом уточненных запасов углеводородного сырья,отражена стратегия дальнейшей разработки газоконденсатных залежей и нефтяныхоторочек, а также вовлечение запасов углеводородного сырья в залежах неохваченных разработкой и представлены основные показатели добычи газа,конденсата и нефти на период до 2025. Предварительные результаты данногопроекта были рассмотрены на «Комиссии по разработке месторождений и ПХГ» РАО «Газпром»(протокол №13-Р/96 от 17.05.96).
В настоящеевремя в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общейпроизводительностью 30 млрд. м3 по газу сепарации и 6,0 млн. тонн понестабильному конденсату. В 1995 выполнено расширение УКПГ-8В, гдедополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции(НТА), производительностью 5 млн. м3 в сутки по газу сепарации.
Общий фондскважин на 01.01.99 достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399скважин. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа иболее от первоначальных. Минимальные значения текущего пластового давлениянаблюдаются на УКПГ – 1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа.
2.3 Состояниеразработки Ен-Яхинской площади
В структурномплане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется наУренгойскую, Ен-Яхинскую, С. Уренгойскую и Песцовую площади. В разработкенаходятся Уренгойская, С. Уренгойская и Ен-Яхинская площади.
Структурнаякарта расположения площадки сеноманской залежи представлена на рисунке 2.1.
Промышленнаяэксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле1978. Проектный уровень отборов 250 млрд. м3 газа был достигнут в1985. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманскойзалежи Уренгойского месторождения», выполненного ВНИИГазом в 1995 иутвержденного протоколом ЦКР РАО «Газпром» №3/р-96 от 5.04.96.
С началаразработки из сеноманских залежей Большого Уренгоя отобрано 4358428 млн. м3газа, что составляет 52,8% от утвержденных запасов. Причем отбор по собственноУренгойской площади составил 3490869 млн. м3, по Ен-Яхинской площади636767 млн. м3, по Песцовой площади 88 млн. м3, поСеверо-Уренгойскому месторождению 230704 млн. м3. Согласно проектуразработки действующий фонд скважин должен был составить 1196, в том числе:
– Уренгойскоеместорождение – 1092 скважины;
– Уренгойскаяплощадь – 771 скважину;
– Ен-Яхинскаяплощадь – 321 скважину;
– Северо-Уренгойскоеместорождение – 104 скважины.
Фактически на01.01.2001 в действующем фонде 1106 скважин, что составляет 92,5% отпроектного, в том числе:
– Уренгойскоеместорождение – 1014 скважин (92,9% от проекта):
– Уренгойскаяплощадь – 759 скважин (98,4% от проекта);
– Ен-Яхинскаяплощадь – 255 скважин (79,4% от проекта);
– Северо-Уренгойскоеместорождение – 92 скважины (88,5% от проекта).
Бездействующийфонд скважин составляет 25 единиц (19 скважин на Уренгойском месторождении, 6скважин на С.-Уренгойском). В ожидании ликвидации находятся 4 скважины: 1853,632, 651, 13121. В консервации находятся 16 скважин. В основном это обводненныескважины в ожидании капитального ремонта.
Распределениетекущих пластовых давлений по площади характеризуется значительнойнеравномерностью, что обусловлено поэтапным вводом газосборных пунктов иразличными удельными отборами, а также изменчивостью коллекторских свойствпласта. Пластовые давления, близкие к начальным (12,0 – 12,2 МПа), сохранилисьлишь на западной периферии Песцовой площади, в районе Перичейского перешейкамежду Ен-Яхинской площадью и С.-Уренгойским месторождением и в районе периферииВосточного купола С.-Уренгойского месторождения. Зона минимальных пластовыхдавлений составляет 3,4–3,7 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ – 3–7. Вюжной части, в районе УКПГ-1АС среднее пластовое давление составляет 4,2 МПа. Врайоне УКПГ – 10, на севере Уренгойской площади пластовое давление составляет5,0 МПа с ростом на север и достигает в районе Таб-Яхинского участка 8–8,5 МПа.
На Ен-Яхинскойплощади минимальное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационныхскважин составляет 4,1÷4,5 МПа, максимальное на периферии – 10 МПа.
Пластовыедавления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ÷6,0 МПа
Темп подъемаГВК сохраняется прежний. Формирование поверхности ГВК определяется отборамигаза по отдельным зонам и составом пород в приконтактной зоне. Максимальныйподъем контакта от начального до 69 м зафиксирован в районе куста 15 УКПГ-1.На Ен-Яхинской площади максимальный подъем ГВК составляет 30÷32 м. На С.-Уренгойскомместорождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ÷ 40 м. Издействующего фонда 207 скважин работает с примесью пластовой воды различнойминерализации, простаивает 38 обводненных скважин (из них 12 на Ен–Яхинскойплощади, 10 на С.–Уренгойском месторождении).
/>
Рисунок 2.1 – Карта расположенияплощадей Уренгойского НГКМ
Одним изпрогрессирующих осложнений на месторождении является разрушение коллектора иусиление выноса мех. примесей, образование песчаных пробок на забое.Зафиксировано перекрытие пробками частично или полностью интервалов перфорацииболее чем в 100 скважинах.
Отбор газа вцелом по месторождению ниже проектного на 16,46 млрд. м3, чтосвязано как с поздним вводом ДКС II очереди на УКПГ-2, 11, 13, так иналоженными ограничениями на работу 326 скважин в связи с выносом пластовойводы и механических примесей, причем количество скважин, работающих сограничением по дебиту, за последние четыре года увеличилось в 6,6 раза.
Сеноманскаязалежь Песцовой площади сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднороднымтерригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской иЕн-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа,температура 34оС. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность сотметками от минус 1185 м на юго-западе до минус 1200 м насеверо-востоке залежи.
РазработкаЕн-Яхинского месторождения происходит в условиях проявления водонапорногорежима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления междугазо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхностьс максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационныхскважин УКПГ-1.
Наибольшийподъем ГВК наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, 2, 8 исоставляет 2,0 – 2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площадиварьирует в пределах от 1,0 до 1,9 м/год. В зоне эксплуатационных скважинЕн-Яхинской площади подъем ГВК составляет 1,1–1,4 м/год. За прошедшиедесять лет эксплуатации подъем ГВК по зонам УКПГ Уренгойской площади увеличилсяот 1,3 до 1,8 раза, по Ен-Яхинской до 5,5 раз. В связи с тем, что глубинадепрессионной воронки по зонам УКПГ на Ен-Яхинской площади, достигает 1,72 МПа,темп подъема ГВК на единицу падения пластового давления по зоне расположенияэксплуатационных скважин в два раза превышает темп подъема ГВК периферийнойзоны. По Уренгойской площади этот показатель варьирует в пределах 1,2÷1,6раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.
Анализгеофизического контроля позволил установить, что не только скорости подъема ГВКзависят от коллекторских свойств пород, но и значения их текущей (остаточной)газонасыщенности. Зависимость показывает, что, чем лучше коллекторские свойствапород, тем больше по ним темпы подъема ГВК и выше остаточная газонасыщенность.Наибольшие остаточные газонасыщенности отмечаются в коллекторах I класса. Прианализе характера обводнения кустовых наблюдательных скважин обнаруженоизбирательное обводнение, опережающее продвижение пластовых вод повысокопроницаемым коллекторам и сопутствующее ему макрозащемление газапластовой водой, которое связано с блоками низкопроницаемых заглинизированныхколлекторов (УКПГ-6, куст 613), (УКПГ-1, кусты 12 и 15).
Выполнениеисследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследованийсоставляет 102,4 ÷ 116,4%, кроме ПГИ в газовой среде (62,4%) и поконтролю за ГВК (87,5%).
Проектом разработкисеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд. м3.Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин.
2.4Контроль за разработкой
Для контроляза изменением пластового давления произведено 2029 замеров статическогодавления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся поддавлением, при этом охват исследованиями составил 1,7 иссл./скв.
Средневзвешенноепластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:
Уренгойскаяплощадь 5,23 МПа;
Ен-Яхинскаяплощадь 6,47 МПа.
Глубинадепрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,31 МПа, по Ен-Яхинской1,72 МПа.
Дляопределения добывных возможностей и составления технологического режима работыскважин проведено:
1) исследованийпо стандартной методике 424;
2)исследований без выпуска газа в атмосферу 32;
3)комплексных исследований на продуктивность:
а) с отборомпроб на режимах 90;
б) на выносмеханических примесей 636;
в) глубинныхзамеров 110.
В 1997 былипродолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которыхначинается разрушение призабойной зоны, проведено 54 специальных исследования.Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонамУКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.98 326скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механическихпримесей и воды, из них 172 скважины действующего фонда работает с выносоммеханических примесей, 109 скважин – с выносом пластовой воды и 45 скважин – свыносом пластовой воды и механических примесей.
Такимобразом, на основании текущего состояния разработки сеноманской залежиУренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:
Разработкаосуществляется с отступлениями от принятых проектных решений в части отборовгаза, что связано с отставанием обустройства месторождения и наложеннымиограничениями на работу 326 скважин в связи с повышенным выносом механическихпримесей и пластовой воды.
С цельювыравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки наскважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационноедобуривание эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин.
Для ослабленияпроцесса опережающего избирательного обводнения и уменьшения макрозащемлениягаза необходимо снизить отборы газа по эксплуатационным кустам с максимальнымподъемом ГВК и пробурить дополнительно эксплуатационные скважины в межкустовыхучастках.
3. Конструкцияскважин
Добыча газа осуществляется черезэксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 2–5 скважин. Основнымифакторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин сеноманскойзалежи Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин приих сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемого отбора газа.
Наместорождении принята следующая конструкция скважины:
– удлиненноенаправление D=426 мм,Н=200 – 250 м;
– кондукторD=325 мм, Н=600 м;
– эксплуатационнаяколонна, D=168 мм;
– лифтоваяколонна (НКТ), D=114 мм.
Направление перекрывает многолетние мерзлыепороды, которые в верхней части представлены песчаными породами,сцементированными льдом. Кондуктор должен перекрывать подмерзлотную зону,способную поглощать жидкость, заполняющую скважину при ее герметизации.
Эксплуатацияскважин ведется по лифтовым колоннам, спускаемым до нижних отверстий перфорациии оснащенных пакерами с надежными якорными устройствами, циркуляционными иингибиторными клапанами.
Дляоборудования устья скважин используются колонные головки 324/>219 или 245/>168 мм, фонтаннаяарматура АФК-6–150/100–210 ХЛ или АФК-6–100/100–210 ХЛ и аpматуpа фиpмы «Итабаси».Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе утвержденных «Технологическихрежимов работы газовых скважин», которые разрабатываются и ежеквартальнокорректируются геологической службой УГПУ. Сбоp пpиpодного газа от кустовосуществляется по лучевой схеме с помощью системы кустовых газосбоpных шлейфов,коллектоpов.
4. Технологическая схема сбора и подготовки газа к дальнемутранспорту
4.1 Общая характеристика системы подготовки газа
месторождение газ транспорт геологический
Для сбора газа от скважин на УКПГ-13 применена коллекторно-кустоваясхема, которая позволила значительно снизить затраты на строительство шлейфов иобустройство внутри промысловых дорог. УКПГ-13 входит в комплекс действующихустановок осушки газа сеноманской залежи Уренгойского месторождения.
Схема сбора газа на УКПГ-13 представлена на рисунке 4.1.Подготовка газа к транспорту заключается в отделении из него газовогоконденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механическихпримесей с последующей осушкой его диэтиленгликолем (ДЭГ). Установка осушки состоитиз 6 однотипных технологических ниток, оснащенных многофункциональнымиаппаратами (МФА) серии ГП-502–00.000 номинальной производительностью 10 млн. м3газа в сутки.
Подготовка природного газа к транспорту осуществляется по цепочке:куст – шлейф – ЗПА – УКПГ – ДКС (I очереди) – СОГ – МПК.
После пуска ДКС (II очереди) будет осуществляться следующая цепочка:куст – шлейф – ЗПА – ЦОГ – ДКС (II очереди) – УКПГ – ДКС (I очереди) – СОГ–МПК.
Промысловая подготовка газа должна обеспечивать температуру точкиросы по влаге Tр = минус 20°С зимой и Tр = минус 10 °С летом (согласно требованиямОСТ 51.40–93). В период падающей добычи, в связи с ухудшающимися условиямигликолевой осушки газа на установках комплексной подготовки (падение давления,повышение температуры контакта газ – ДЭГ) становится все более проблематичнымдостижение требуемых показателей качества газа. Поэтому в последнее время всечаще встает вопрос об оптимизации параметров осушки газа.
/>
Рисунок 4.1 – План сбора газа на УКПГ-13
Основные характеристики и показатели УКПГ-13
- производительностьУКПГ-13 (согласно проекту) – 15 млрд. м3/год;
- количествокустов скважин – 30;
- количестводействующих скважин – 64;
- общийфонд скважин – 77;
- осушкагаза по влаге – гликолевая, концентрация гликоля 99,3%;
- влагосодержаниегаза – до 0,66 г./ст. м3;
- осушительгаза – диэтиленгликоль (ДЭГ);
- регенерациягликоля – паровая, вакуумная;
- ингибиторгидратообразования – метанол (СН3ОН).
4.2 Узелввода газа на установку комплексной подготовки
Природный газ от скважин по шлейфам Ду = 150 с давлением Р =5,73+5,75 МПа поступает в газовые коллекторы кустов Ду = 300, Ду = 500, покоторым подается на два крыла здания переключающей арматуры ЗПА – 1, ЗПА – 2.
В ЗПА осуществляется отключение кустов газовых скважин от ДКС,переключение кустов на факел, переключение узлов ввода шлейфов с куста на куст.При необходимости продувки шлейфов на факел закрывается запорный кран Ду=300 налинии подачи сырого газа в общий коллектор Ду=1000 и открывается кран Ду=3 00на факел. В каждом крыле ЗПА находится по 7 узлов ввода шлейфов и по две панелираспределения метанола (ПРМ) типа ПРГ-3, ИНГ. Здесь же производитсяраспределение метанола по кустам газовых скважин, коллекторам кустов скважин ив факельные коллектора Ду=300.
Метанол используется в качестве ингибитора гидратообразования. Притранспортировке газа по шлейфам (от кустов до УКПГ) происходит его охлаждениеза счет теплообмена с окружающим грунтом, а также незначительногодросселирования за счет потерь давления на трение. Поскольку газ находится вусловиях полного насыщения влагой (относительная влажность 100%), при снижениитемпературы возможно гидратообразование, особенно в зимнее время года. Дляпредотвращения гидратообразования и ликвидации гидратных пробок предусмотренацентрализованная система подачи метанола. Метанол подается:
- вшлейфы кустов;
- наЗПА-1 и ЗПА-2 перед запорной арматурой;
- наЗПА в факельный коллектор перед запорным краном Ду=300, Ру=110;
- навходы технологических ниток перед шаровыми кранами Ду=400;
- вколлектор сухого газа перед краном Ду=1000, Ру=80.
Подача метанола в точки ввода осуществляется дозировочныминасосами Н-503 со склада метанола через панели распределения метанола ПРМ,установленные на ЗПА.
На пульте УВК в операторной предусмотрена сигнализация приснижении давления метанола на ПРМ ниже допустимого. В скважины на период освоенияметанол вводится из расчета 1,5 кг на 1000 м3 газа в первоевремя работы, а в дальнейшем расход метанола определяется в зависимости оттермодинамических условий в системе сбора в соответствии с расчетными нормамиингибирования.
Здание переключающей арматуры расположено на расстоянии не менее350 м от технологического корпуса. Этот разрыв предусмотрен на случайсоздания в технологическом корпусе аварийной ситуации.
На каждом коллекторе газовых кустов на ЗПА до регулирующих штуцеровпроизводятся замеры:
– температуры газа с выводом показаний и регистрациейзначений на дисплее;
– давление газа с показанием и регистрацией значений надисплее и
сигнализацией понижения давления газа.
Природный газ с ЗПА проходит отсечные краны Ду=300 с дистанционнымуправлением и собирается в общий коллектор Ду=1000, откуда через краны Ду=1000по двум коллекторам подается на ДКС II очереди в цех очистки газа (ЦОГ).
4.3 Цех очистки газа (ЦОГ)
Назначение цеха очистки – очистка газа перед первым цехом ДКС откапельной влаги и мехпримесей в соответствии с требованиями ТУ 26–12–638–82(отсутствие капельной влаги, запыленность газа – 5 мг/м3).
Установка очистки газа состоит из двух ступеней:
- Iступень сепарации предназначена для отделения от газа основного количестваконденсата, пластовой и конденсационной воды (грубая очистка) в сепараторах ГП554.00.000 производительностью 10–20 млн. м3/сут. (расчетноедавление 6,3 МПа).
- II ступень – тонкая очистка газа от капельной влаги и мехпримесей вфильтрах-сепараторах ГП 605.00.00.000 номинальной производительностью 15 млн. м3/сут.(расчетное давление 7,5 МПа). Эффективность очистки газа от мехпримесей пофильтру-сепаратору составляет от 90% до 100% в зависимости от размеров частиц,по жидкости – не более 100 мг/м3 газа.
Для разделения воды и газового конденсата, поступающих с I и II ступеней очистки,предусматриваются две разделительные емкости (одна рабочая и одна резервная).Из разделительной емкости вода и конденсат направляются:
- конденсат– на склад ГСМ на УКПГ;
- вода –через дегазатор на очистные сооружения, но, учитывая очень малое количествоконденсата в пластовой воде, предусмотрена возможность отвода пластовой воды сконденсатом сразу в емкость дегазации или в Е-310 на УКПГ, минуя разделительныеемкости.
Схема цехаочистки газа представлена на рисунке 4.2.
/>
Рисунок 4.2 – Принципиальная схема ЦОГ
4.4 Осушка газа на установке комплексной подготовки
После очистки газ дожимается на компрессорах типа ГПА-Ц-16 и черезАВО газа по трубопроводу Ду=1000 поступает на УКПГ. Из общего коллектора газ потрубопроводам Ду=300 подается в здание технологического корпуса с 6-ютехнологическими нитками на установку осушки газа в два цеха по три нитки вкаждой. Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому ниже приводитсяописание работы одной технологической линии.
Газ с температурой T=8/>20°С и давлениемР=4,4/>4,6 МПа поступает черезвходной арматурный узел в сепаратор С-201, рисунок 4.3, из сепаратора, пройдятеплообменник Т-202, газ нагревается до температуры 17°С и поступает в нижнюючасть абсорбера. При повышении или понижении давления газа на входе втехнологическую линию сигнал через ЭКМ и управляющий комплекс УВК поступает назакрытие пневмокранов на входе газа в сепаратор и выходе газа из абсорбера иоткрытие крана Ду=150 на факел. На рисунке 4.3 изображена принципиальная схемаосушки газа.
/>
Рисунок 4.3 – Схема осушки газа
На УКПГ-13 эксплуатируются многофункциональные аппараты типа ГП502 – 00.000 проектной производительностью Qг=10 млн. м/>/сут. Аппарат представляетсобой колонну высотой Н= 16600 мм и диаметром с=1800 мм,функционально разделенную на три секции: сепарации, абсорбции и секцииулавливания гликоля. В нижней секции расположена сепарационная зона. Нижняя исредняя секции абсорбера разделены полуглухой тарелкой, служащей Длянакопления, контроля и сбора НДЭГ и одновременно для прохода сырого газа всекцию осушки. Секция осушки выполнена из контактных ступеней на основеситчатых тарелок. Над каждой из тарелок смонтирована сепарационная тарелка изцентробежных элементов диаметром 60 мм. Верхняя сепарационная секциявключает в себя фильтр-коагулирующие патроны и тарелку с центробежнымиэлементами диаметром 60 мм.
В соответствии с техническими предложениями ТюменНИИГипрогаза подоговору №78–88 была проведена модернизация МФА по технической документации РД– 9510.73 – 86 на технические нормы 1, 2, 4, 7.
Согласно модернизации (черт. ГПР 353.00.000) установлены тарелки сцентробежными элементами ГПР 353.00.000 диаметром 100 мм, тангенциальныеузлы входа газа с пескосъемником и отбойным листом.
Массообменная секция МФА включает 4 контактных ступени, каждая изкоторых состоит из сетчатой тарелки с отверстиями диаметром 6 мм исепарационной тарелки, оснащенной центробежными элементами диаметром 60 мм.Сущность модернизации МФА заключается в следующем: – верхняя сепарационная исетчатая тарелки (5-я пара) были демонтированы. Вместо них были установлены 2полотна тарелки для монтажа 12-ти сетчатых фильтр – барабанов (перед фильтр –патронами) диаметром 300 мм, Н=1000 мм. На барабане намотана рукавнаясетка из нержавеющей стали по ТУ 26–02–354–85 толщиной 50 мм (на одинфильтр-барабан необходимо 2 рулона сетки шириной 90 мм). Все 12 барабановустановлены на полотно тарелки в порядке очередности для облегчения монтажа изакреплены. Ввод гликоля с полотна 5-й тарелки был опущен в сливной карман.
Такое конструктивное решение с применением сетчатых барабановпозволило снизить жидкостную нагрузку на коагулирующую секцию МФА, при этомповерхность фильтрации в 5 раз превысила свободное сечение аппарата и в 10 разуменьшилась интенсивность забивания фильтрующего материала мехпримесями, чтопозволило продлить межремонтный пробег аппарата и в конечном итоге снизитьпотери гликоля с осушенным газом.
С целью повышения пропускной способности и тем самым обеспечениянормальной работы в условиях падающего рабочего давления явилась модернизация,за основу которой был принят принцип продольного секционирования с разделениемпотока обрабатываемого газа на две примерно равные части, что достигаетсяприменением системы переточных труб и разделяющих перегородок. При разделениипотока осушенного газа на две части соответственно сокращаются линейныескорости на контактных тарелках, а, следовательно, появляется возможностьувеличить пропускную способность аппарата без существенного уноса гликоля вверхнюю фильтрующую секцию. Так как число контактных ступеней сократилось додвух, то возникла необходимость в интенсификации процесса осушки газа вмассообменной части. С этой целью на каждую из четырех сетчатых тарелок былдополнительно загружен слой насадки из керамических седел типа «Инталокс»высотой 400 мм. Насадка была помещена на подложку из трех слоев сетки«Рабица» размером ячеек 25/>25 мм.Причем направление навивки сетки в среднем слое было изменено, что обеспечилобольшую толщину подложки и меньшее перекрытие отверстий сетчатой тарелки. Чтобыобеспечить более равномерное распределение газа, переточные трубы по сечениюаппарата смещены относительно друг друга.
Последняя по ходу газа, секция улавливания ДЭГа (коагулирующая)состоит из перегородки, с размещенными на ней 124-мя фильтр – патронами длиной l = 1200 мм идиаметром d =100 мм и сепарационной тарелки, аналогичной примененной в нижнейсепарационной секции МФА.
Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому нижеприводится описание работы одной технологической линии.
В сепарационной части абсорбера А-201, сырой газ за счет резкогоснижения скорости и направления потока освобождается от механических примесей,пластовой воды с растворенным в ней метанолом и конденсата. Жидкость имехпримеси скапливаются в нижней части аппарата, защищенной от возмущенияпотоком газа перегородкой из просечного листа. Уровень жидкости в сепарационнойчасти абсорбера регулируется 2-х позиционным клапаном-регулятором ссигнализацией максимального и минимального уровня на пульте УВК. При крайненизком уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие отсечногоклапана. Давление контролируется техническим манометром по месту, температурагаза замеряется термометром сопротивления ТСМ с показаниями на УВК.
Отсепарированная жидкость из абсорбера отводится через клапан-регуляторуровня через дроссельную шайбу в разделитель Е-310. В разделителе Е-310поддерживается постоянное давление клапаном-регулятором, установленном на линиисброса газа на факел. Уровень воды измеряется УБП и через клапан-регуляторконденсат направляется на склад ГСМ в емкость Е-612.
Очищенный от капельной жидкости газ, направляется черезконусообразный патрубок полуглухой тарелки в массообменную секцию, где,многократно контактируя с раствором ДЭГа, осушается. Механизм осушки газапредставляет собой процесс абсорбции влаги, находящейся в парообразномсостоянии, концентрированным раствором диэтиленгликоля. Интенсивностьконтактирования достигается путем барботажа газа через слой ДЭГа на сетчатыхтарелках, работающих в режиме уноса. Таким образом, осуществляется циркуляцияДЭГа внутри ступени контакта. Концентрированный ДЭГ, сливаясь вниз по тарелкам,поглощает влагу из газа, при этом сам насыщается влагой и концентрация его снижаетсяс 99,3%. до 95,3%.
Осушенный от влаги газ из массообменной секции направляется через6 сетчатых фильтр-барабанов (описаны выше) в секцию улавливания (коагуляции),где от него отделяется унесенный капельный ДЭГ с помощью фильтр-патронов.Верхняя фильтрующая секция состоит из 124 фильтр-патронов. Патроны выполняютсяиз перфорированной трубы, обернутой в 3 слоя металлической сеткой, затемобмотаны в 2 слоя иглопробивным нетканым полотном «Дарнит» и сноваметаллической сеткой. Для фиксирования патрона на тарелке по центру проходитстяжной металлический стержень, закрепляющий патрон на тарелке. Длягерметичности соединения между патроном и тарелкой устанавливается резиноваяпрокладка. Аэрозоль и капли ДЭГа, уносимые газом, коагулируют на стеклоткани истекают по наружной поверхности патрона на тарелку, с которой по выносному трубопроводу,врезанному в линию вывода НДЭГа, выводятся с полуглухой тарелки абсорбера.Уровень ДЭГа на полуглухой тарелке является гидрозатвором, препятствующимпроходу газа по этому трубопроводу. Предусмотрен контроль перепада давленияманометром в коагуляционной секции МФА с сигнализацией перепада, равного ДР = 0,04МПа на дисплее и блокировкой на остановку насоса Н-310. Насосами Н-310регенерированный ДЭГ подается в МФА. Регулирование производительности насосовпроизводится посредством преобразователя ЭКТ-160. Количество регенерированногоДЭГа, подаваемого в МФА, контролируется диафрагмой с сигнализацией минимальногорасхода, установленной на линии подачи ДЭГа в абсорбер. Сравнение сигналов сдифманометров происходит в регуляторе, установленном в операторной.
Насыщенный ДЭГ с концентрацией 95,3% весовых собирается наполуглухой тарелке абсорбера и автоматически через клапан-регулятор уровня ПОУ-8и отсечной клапан К-203 поступает в выветриватель В-301 на установкурегенерации ДЭГа. Предусмотрена сигнализация максимального и минимальногоуровня на полуглухой тарелке МФА. При снижении уровня ниже допустимогосрабатывает блокировка на закрытие отсечного клапана.
Осушенный газ после МФА последовательно проходит замернуюдиафрагму, клапан регулятор расхода газа, выходной запорный кран Ду = 300 и сдавлением Р=4,3/>4,4 МПа итемпературой T=9/>40°С поступает на ДКС-1очереди по двум коллекторам Ду=1000, где дожимается до давления Р=5,6/>6,0 МПа и с температурой T=21/>22°С после СОГа,направляется в магистральный трубопровод.
Регулирование расхода газа по технологической линии осуществляетсяс помощью регулирующего штуцера «Клаус» Ду=300. Давление газа после штуцераконтролируется техническим манометром. Температура контролируется ртутнымтермометром по месту. Измерение «точки росы» по влаге производится влагомерами«Харьков-1М» типа ТТР-8.
Необходимый объём подачи регенерированного гликоля в абсорберзависит от целого ряда факторов: расхода газа, давления и температуры контакта,концентрации регенерированного гликоля, эффективности работы самого аппарата и,в конечном счете, должен определяться достижением требуемой глубины осушки газа(согласно действующего ОСТ 51–40–93). Промысловыми исследованиями установлено,что подача диэтиленгликоля в количестве 5÷7,5 кг/1000 м3обрабатываемого газа обычно достаточна для получения требуемой ОСТом кондициигаза.
4.5 Установка регенерации диэтиленгликоля
На установке комплексной подготовки газа УКПГ осушка газапроизводится с помощью диэтиленгликоля с концентрацией 99,3%. Применение такогораствора позволяет осушать сырой газ до точки росы минус 20°С. Исследованиегигроскопических свойств гликолей показывает, что большой эффект при осушкегаза дает увеличение концентрации гликолей выше 99%, но учитывая, чторазложение гликолей с образованием органических кислот начинается нижетемпературы их кипения, регенерацию их рекомендуется проводить при температурене выше плюс 164 °С под вакуумом.
Установка паровой вакуумной регенерации ДЭГа, рисунок 4.4предназначена для регенерации насыщенного ДЭГа. Суть ее заключается в повышенииконцентрации ДЭГа с 96,3% вес. до 99,3% вес. Пропускная способность однойустановки 17–18 м/ч. В случае, если объем циркулирующего насыщенногогликоля будет превышать максимальную производительность колонны регенерации, вработу может быть подключен резервный десорбер и испаритель или же установкарегенерации ДЭГа второго технологического цеха. Ввиду идентичности установокописание работы приводится для одной из них.
Насыщенный раствор ДЭГа с масс концентрацией 96,3–97,3%, сполуглухой тарелки абсорбера через клапан-регулятор уровня последросселирования, с давлением 0,3 МПа поступает в общий коллектор 89x4 и далее ввыветриватель В-301, где освобождается от избытка растворенного газа.Насыщенный гликоль дегазируется при давлении 0,35 МПа, выделившийся газ черезсвечу сбрасывается в атмосферу с помощью клапана – регулятора давления.Предусмотрена сигнализация максимального давления в выветривателе В-301. Длянормальной работы выветривателя и системы регенерации в целом,клапаном-регулятором уровня в выветривателе поддерживается определенный уровеньНДЭГа. Сигнализация максимального и минимального уровней в В-301 выведена намнемосхему и пульт УВК. Раствор насыщенного гликоля с температурой 15–16°С идавлением 0,3 МПа, пройдя один из фильтров Ф-301 (тонкой очистки), черезклапан-регулятор уровня подается в трубное пространство теплообменников Т-302,где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГа до температуры 120–130°С.Температура НДЭГа до и после Т-302 контролируется ртутными термометрами поместу.
После Т-302 раствор НДЭГа с температурой 120–130°С подается вдесорбер Д-301 на регенерацию. Десорбер имеет 18 колпачковых массообменныхтарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны отвыпарной.
Раствор НДЭГа, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку,контактирует с восходящим паровым потоком, идущим от испарителя И-301, за счетчего происходит отпарка влаги, поглощенной раствором ДЭГа из газа, при этомраствор ДЭГа нагревается и концентрация его повышается. Согласно документацииРД 9510–51–83 в десорберах Д-301 была проведена модернизация с целью сниженияпотерь ДЭГа с рефлюксом путем увеличения эффективности массообмена. Для этогобыли демонтированы две верхние контактные тарелки, технологического цеха. Ввидуидентичности установок описание работы приводится для одной из них.
Насыщенный раствор ДЭГа с концентрацией 96,3–97,3% масс, сполуглухой тарелки абсорбера через клапан-регулятор уровня последросселирования, с давлением 0,3 МПа поступает в общий коллектор 89x4 и далее ввыветриватель В-301, где освобождается от избытка растворенного газа.Насыщенный гликоль дегазируется при давлении 0,35 МПа, выделившийся газ черезсвечу сбрасывается в атмосферу с помощью клапана – регулятора давления.Предусмотрена сигнализация максимального давления в выветривателе В-301. Длянормальной работы выветривателя и системы регенерации в целом,клапаном-регулятором уровня в выветривателе поддерживается определенный уровеньНДЭГа. Сигнализация максимального и минимального уровней в В-301 выведена намнемосхему и пульт УВК. Раствор насыщенного гликоля с температурой 15–16°С идавлением 0,3 МПа, пройдя один из фильтров Ф-301 (тонкой очистки), черезклапан-регулятор уровня подается в трубное пространство теплообменников Т-302,где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГа до температуры 120–130 °С. ТемператураНДЭГа до и после Т-302 контролируется ртутными термометрами по месту.
После Т-302 раствор НДЭГа с температурой 120–130°С подается вдесорбер Д-301 на регенерацию. Десорбер имеет 18 колпачковых массообменныхтарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны отвыпарной.
Раствор НДЭГа, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку,контактирует с восходящим паровым потоком, идущим от испарителя И-301, за счетчего происходит отпарка влаги, поглощенной раствором ДЭГа из газа, при этомраствор ДЭГа нагревается и концентрация его повышается. Согласно документацииРД 9510–51–83 в десорберах Д-301 была проведена модернизация с целью сниженияпотерь ДЭГа с рефлюксом путем увеличения эффективности массообмена. Для этогобыли демонтированы две верхние контактные тарелки,
Необходимое разрежение 0,6 – 0,7 кг/см в испарителе поддерживаетсяклапаном-регулятором давления на всасывающей линии вакуум-насоса Н-306 ссигнализацией величины разрежения перед аэрохолодильником Х-301 на пульт УВК.
При снижении давления охлаждающей воды и уплотнительной жидкости кнасосам Н-304 ниже допустимого значения предусмотрена блокировка на ихостановку. РДЭГ из емкости Е-304 плунжерными насосами Н-310 подается в МФА.Предусмотрена блокировка насосов при падении давления до 0.
Отделившиеся пары (вода) от раствора ДЭГа с температурой 60÷70°Спри давлении 2 МПа., с верхней части десорбера через шлемовую трубу Ду=200 ммпоступают в холодильник-конденсатор Х-301, где охлаждаются до температуры 30÷40°С. Сконденсировавшаясяжидкость и газы из Х-301 стекают в рефлюксную емкость Р-301. Частьсконденсировавшейся жидкости из Р-301 подается насосами Н-307 черезклапан-регулятор температуры верха на орошение десорбера. Расход жидкости,подаваемой на орошение колонны, контролируется по ротаметру, установленному налинии подачи рефлюкса. Избыток жидкости из Р-301 через клапан-регуляторсбрасывается в промстоки. Минимальный и максимальный уровни в рефлюкснойемкости Р-301 сигнализируются на пульт УВК. Контроль за давлением в рефлюкснойемкости осуществляется по месту вакуум – манометром и выводится на пульт УВК.Температура верха десорбера поддерживается клапаном-регулятором, установленнымна линии подачи орошения в десорбер.
Установка паровой вакуумной регенерации ДЭГа цеха №1 и цеха №2взаимосвязаны общим коллектором и могут быть, при необходимостивзаимозаменяемы.
В каждом технологическом цехе имеется узел редуцирования газа насобственные нужды с диафрагмой ДК и дифманометром ДСС-734 для замера расходагаза на собственные нужды, рисунок 4.5.
Параметры газа на собственные нужды:
– температура не ниже 10°С;
– давление 0,25–0,30 МПа.
/>
Рисунок 4.4 – Схема расхода газа на собственные нужды
4.6 Узел редуцирования газа на собственные нужды
К потребителям относятся: ГРУ котельной, газ на подогрев воды в РВС-700 м3,питание пилотной горелки факела. Отбор газа на собственные нужды (наредуцирование) производится с линии осушенного и сырого газа, а также изколлектора осушенного газа после выхода из абсорбера.
Газ, пройдя небольшой подогреватель типа «труба в трубе» Т-205,обогреваемый водяным паром, нагревается до 40°С и поступает на первую ступеньредуцирования. Температура газа на выходе Т-205 контролируется ртутнымтермометром. Редуцирование газа происходит на клапане-регуляторе (поз. РГС 229)до давления 0,23 МПа. При этом температура редуцируемого газа понижается до 10–15 °С. Далеегаз идет на подогрев в межтрубное пространство кожухотрубного теплообменника Т-201,где подогревается водяным паром до температуры 45°С, после чего проходитхозрасчетную замерную диафрагму (поз. Е-231) и идет на вторую ступеньредуцирования.
Давление газа после второй ступени редуцирования 0,30 МПаподдерживается тремя параллельно установленными клапанами-регуляторами давления(поз. Р1С – 233, НО). Температура и давление газа контролируются по местутермометрами и техническими манометрами и выводится на пульт УВК. Перед первойступенью редуцирования установлен пневмокран, который автоматически закрываетсяпри повышении давления за второй ступенью редуцирования. С температурой 10°С потрубопроводу Ду400 газ поступает на объекты.
4.7 Дожимная компрессорная станция
Дожимная компрессорная станция (ДКС) – обеспечивает необходимоедавление газа перед технологическими цехами осушки УКПГ и внутри промысловыйтранспорт газа с необходимым давлением к головным компрессорным станцияммагистральных газопроводов.
Технологические схемы, оборудование и наименования кранов для I и II очередей компримированияидентичны, поэтому описание приводится для одной из ступеней.
Дожимная компрессорная станция включает в себя газоперекачивающиеагрегаты типа ГПА-Ц-16/56 (II очередь) – 3 штуки, ГПА-Ц-16/76 (I очередь) -3 штуки,установленные в индивидуальных укрытиях, и вспомогательные системы, установки,сооружения, обеспечивающие их функционирование:
– система технологического газа с запорной арматурой;
– цех очистки газа (ЦОГ);
– установка охлаждения газа (АВО), типа 2АВГ-75;
– блок подготовки пускового, топливного, импульсного газа(БПТПИГ);
– система электроснабжения ДКС;
– система автоматического управления и КИП ДКС;
– вспомогательные системы и устройства (маслоснабжение,пожаротушение, отопление, вентиляция, сжатый воздух для технологических целей идр.).
Компримирование газа производится полнонапорными нагнетателями сприводом от газотурбинных двигателей НК-16СТ. Нагнетатели подключеныпараллельно к всасывающему и нагнетательному коллекторам ДКС.
Для обеспечения пуска и остановки ГПА, а также защиты от помпажапредусмотрены пусковые контуры у каждого агрегата и общестанционный контур.Диаметр пускового контура агрегата – Ду=400, диаметр общестанционного контура –Ду=700.
Производительность агрегата (м /мин) можно определить взависимости от числа оборотов и степени сжатия.
Всасывающий коллектор при помощи крана №7 и 7а подключается кколлектору сухого газа УКПГ. От всасывающего коллектора осуществляется отборгаза к нагнетателям ГПА по трем линиям Г-700. В каждой линии Г-700 установленкран №1. Параллельно крану №1 устанавливается кран №4 Ду=50. Перед краном №4 Ду= 50 установлен кран №4 бис Ду=50 с ручным управлением, за ним – дроссельнаяшайба d=30 мм.Непосредственно на входе в ГПА в линии Г-700 установлена защитная решетка.Нагнетательный коллектор имеет два закольцованных участка, между которымивключается аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа, АВО служит для охлаждениясжатого нагнетателем газа перед подачей его в МПК до С = 10°С.
В коллектор перед АВО подают сжатый газ нагнетателем ГПА понагнетательным линиям. В линии нагнетания Ду=700 установлен обратный клапан.Перед обратным клапаном врезан кран №5 Ду=80 для продувки и стравливания газаиз контура нагнетателя (свеча). После обратного клапана предусмотрен кран №2.
В выходном коллекторе после АВО установлен обратный клапан, кран №8,а также врезана перемычка Ду=700 с кранами №36, 36 бис, через которуювсасывающий и нагнетательный коллекторы соединяются между собой, кран №36 р(Ду=150) является обводным для кранов №36 и №36 бис.
Кран №20 делит газопровод на части низкого и высокого давления.При перестановке кранов №7, 7а, 8, 20 можно отключить ДКС, и газ с УКПГ пойдет,минуя ДКС, в межпромысловый коллектор. Нагнетательный коллектор имеет кран №52с местным управлением, при открытии которого газ пойдет, минуя АВО, на узелподключения, неохлажденный. В рециркуляционный коллектор Г-700 по линии Г-400нагнетателем ГПА при закрытых кранах №2 и 5 подается газ, который циркулируетпо малому кольцу. Рециркуляционный коллектор включается во всасывающийколлектор при помощи крана №66 с местным управлением.
На линии Г-400 установлен шаровой кран №6 бис с ручным приводом,обратный клапан, после обратного клапана имеется кран №6, параллельно которомуустановлен противопомпажный кран №6 р.
Технологический газ к нагнетателю отбирается с УКПГ с расчетнымдавлением Р=2,25÷6,4 МПа в зависимости от времени разработкиместорождения и качества добываемого газа. Давление газа на выходе изнагнетателя Р=7,45 МПа (расчетное). Степень сжатия расчетная 0 = 1,44÷1,5.Температура газа на входе в нагнетатель Tвн=7÷15°С,температура газа на входе в АВО – Tва= 30÷32°С. На площадке технологического газапараллельно трем главным смонтированы вспомогательные коллекторы для нужд ГПА:
- коллекторобогрева ВО-150;
- коллекторыдренажные МО-100 и МД-100;
- коллекторыимпульсного газа ГИ-50 и ГИ-150;
- коллекторытопливного газа ГТ-400;
- коллекторыпускового газа ГП-300.
Все коллекторы, кроме обогрева и дренажного, имеют свои свечи. Впусковой и топливный коллекторы газ подается от блока подготовки топливного ипускового газа БПТГ. Из этих коллекторов газ отводится к ГПА.
Пусковой газ:
- сдавлением Р=0,35÷0,5 МПа;
- стемпературой T = 20°С. Топливный газ:
- сдавлением Р = 2,45÷0,02 МПа;
- стемпературой T=25÷60 °С.
Пусковой газ из коллектора ГП-300 по линии подачи ГП-200подводится через фильтр к крану №11, а от него к стартеру, при помощи которогопроизводится раскручивание ротора ВД двигателя при запуске ГПА. На этом участкепусковой линии после крана №11 установлена свеча с краном №10. Топливный газ изколлектора ГТ-400 через блок фильтров поступает к крану №12, от которого идет кблоку фильтров топливного газа, установленному непосредственно у ГПА. Послекрана №12 имеется свеча с краном №9. Краны №9, 10, 11, 12 и фильтры установленыв блок – боксе фильтров газа (БФГ).
Отбор газа на собственные нужды ГПА производится из всасывающегоили нагнетательного коллекторов. Отобранный газ поступает в коллектор Г-150 идалее в блок очистки газа (БО). Из БО очищенный газ идет в блок замера газа(БЗ), из которого по трубе Г-150 поступает к подогревателям БПТГ, к блокуподогрева газа регенерации БПГ. Из блока замера, газ поступает в блок осушки ихранения импульсного газа (БА). Из блока замера производится отбор газа нагорелки подогревателей. По этой линии параллельно друг другу установленыредукторы и предохранительный клапан СППК-4 р-50–16, отрегулированный надавление Р=0,35 МПа.
После подогревателей БПТГ подогретый газ по трубе Г-150 поступаетв адсорбер для регенерации адсорбента. Из блока адсорбера импульсный газ подаетсяна управление общестанционными кранами №№9, 10, 11, 12, по трубе ГИ-150 – науправление кранами №№1, 2, 4, 5, 6 гитары.
Заключение
Основными задачами установки являются сбор сырого газа со скважин,сепарация от капельной воды и механических жидкостей, компримирование, осушка,охлаждение и подача в МПК.
В данном дипломном проекте был произведен технологический расчетМФА. Число тарелок удовлетворяет условиям осушки, фактическая подача ДЭГа вабсорбере соответствует расчетной, достигается необходимая точка росы, расходыпо сепарационной и фильтрационной части не превышают допустимых. Гидравлическоесопротивление по аппарату не значительно.
В массообменной секции абсорбера была внедрена регулярнаяпластинчатая насадка, ее высота по результатам расчетов составила 3,44 м.Поверхностью контакта является смоченная гликолем насадка, еепроизводительность в меньшей степени зависит от скорости потока.
Также рассчитано распределение давления и температуры по длинегипотетического шлейфа длиной 6 км и диаметром 500 мм, моделирующегоработу 4-х средних скважин в один шлейф. Снижение температуры составляет от 0,2до 2,8 градусов на километр в зависимости от температуры воздуха. Снижениедавления незначительно и составляет 0,02 МПа на 6 км. Для шлейфов естьопасность образования гидратов, требуется подача метанола.
Произведен расчет экономического обоснования отмодернизации абсорберов насадками, в 2006 на модернизацию абсорберов потребуется 8707,8 тыс. рублей,однако уже в этот год и все последующие экономия эксплуатационных затрат, засчет уменьшения уноса и экономией метанола, будет составлять 5129,3 тыс. рублей.
На предприятии достигнут удовлетворительный уровеньпроизводственной безопасности, предлагаемые технические решения не снизятбезопасность и экологичность производства.
Список литературы
1. Проектопытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Уренгойского газоконденсатногоместорождения – М., 1988. – 145 с.
2. Отчетпо геологии и разработке Уренгойского НГКМ за 2003-г. Н. Уренгой, 2000. – 103 с.
3. Технологическийрегламент УКПГ – 13 ООО «Уренгойгазпром», 2003. – 195 с.
4. Проблемыосвоения месторождений Уренгойского комплекса: П78 Сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром».– М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003. – 351 с.
5. Гриценко А.И.,Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор ипромысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО «Издательство«Недра», 1999. – 473 с.
6. Хохлов Б.П. Абсорбер.Расчеты. ГП 502.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1988. – 40 с.
7. Ромм В.М. Абсорбциягазов. – М.: Химия, 1976. – 656 с.
8. Технологическийрасчет системы абсорбционной осушки газа – Справочное пособие, Тюмень, 2002.
9. Чеботарёв В.В. Расчётыосновных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции.Уфа: УГНТУ, 2001. – 331 с.
Ю. Жданова Н.В.,Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Химия, 1984. – 189 с.
11.Гафарова З.Р. Учебно-методическоепособие по выполнению экономической части дипломных проектов, Уфа: УГНТУ, 2000.– 12 с.
12.Ширковский А.И. Разработкаи эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. –309 с.
13.Бекиров Т.М.,Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,1999. – 596 с.
14.Техническийотчёт по работе оборудования систем осушки и подготовки газа УНГКМ за август2003 г. – ООО «Уренгойгазпром», 2003. –73 с.
15.Добыча,подготовка и транспорт природного газа. Справочное руководство в 2-х томах. ТомI. Под ред. Коротаева Ю.П.,Маргулова Р.Д.М.: Недра, 1984. – 360 с.
16.Середа Н.Г.,Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика:Справочник. – М.: Недра, 1986. – 325 с.
17.Ланчаков Г.А.,Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовкиприродного газа и методы расчета оборудования. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2000. – 279 с.
18.Единаясистема управления охраной труда и промышленной безопасностью в открытомакционерном обществе «Газпром». М.: «ИРЦ Газпром», 2000.
19.ООО «Уренгойгазпром».Инструкция по охране труда для оператора по исследованию скважин. – г. Н. Уренгой,2001. – 11 с.