РОЗДІЛ 4-ЗАВЕРШЕНИЙ

4. Аналіз системи збору та промислової підготовки
свердловинної продукції
4.1 Характеристика системи збору та облаштування покладу

Абазівська установка комплексної підготовки газу працює по типовій схемі низькотемпературної сепарації з отриманням холоду за рахунок спрацьовування надлишкового тиску газу Абазівського і Семенцівського ГКР у моноблочну турбодетандерному агрегаті (ТДА).
УКПГ складається з двох технологічних ліній рис.4.1. Перша технологічна лінія є дослідною. Технологічний режим дослідної лінії залежить від параметрів свердловини, що досліджується. Технологічні параметри дослідної лінії не нормуються та обмежуються характеристиками технологічного обладнання.
Видобувний газ (газоконденсатна суміш) зі свердловини, що досліджується, поступає до дослідного сепаратора С-1-1-п(д). Перед входом в дослідний сепаратор С-1-1-п(д) робочий тиск газу регулюється за допомогою ШР в залежності від потрібних для досліджень значень. З сепаратора С-1-1-п(д) газ по трубопроводу подається через ШР в сепаратор другої ступені С-2-1. Після сепаратора С-2-1 газ, через вузол заміру, направляється на вхід в сепаратор С-2-2 другої технологічної лінії. Рідина з сепаратора С-1-1-п(д), в залежності від тиску, подається до розділювача Р-1 або Р-2 другої технологічної лінії. Рідина з сепаратору С-2-1 подається до розділювача Р-2 другої технологічної лінії.
Друга технологічна лінія призначена для підготовки газу Абазівського та Семенцівського ГКР. Газоконденсатна суміш (ГВКС) від свердловин Абазівського ГКР та природний газ і конденсат від Семенцівської установки попередньої підготовки газу (УППГ) по індивідуальних шлейфах надходить до вузла входу Абазівського УКПГ.
Видобувний газ зі свердловин №108, 112, 116 горизонт С-5б, №105 горизонт С-6 Абазівського ГКР з тиском 4,5-4,9 МПа і температурою 5-15 °С (низьконапірний газ) і газ з Семенцівської УППГ з вузла входу загальним колектором з тиском 4,5-4,6 МПа поступає сепаратор першого ступеня С-1-2-л другої технологічної лінії підготовки газу. Видобувний газ зі свердловини №104 горизонту С-6, №115 горизонту С-3 Абазівського ГКР з тиском 5,5-13,0 МПа і температурою 5-15 °С (високонапірний газ) надходить до вузла входу, де дроселюється до 5,5-7,0 МПа і з температурою 0-10 °С загальним колектором поступає в сепаратор першого ступеня С-1-2-п. в сепараторах першого ступеня С-1-2-п і С-1-2-л газ відокремлюється від конденсату і пластової води. Рідина з сепаратора С-1-2-п з тиском 4,5 МПа по трубопроводу направляється в розділювач рідини першого ступеня Р-1. Рідина з сепаратора С-1-2-л з тиском 1,6 МПа по трубопроводу направляється в розділювач рідини другого ступеня Р-2.
Низьконапірний газ після первинної сепарації в сепараторі С-1-2-л надходить в міжтрубний простір рекуперативного теплообмінника Т-2-1, де охолоджується зворотнім потоком газу з сепаратора С-2-0 до температури мінус 10 мінус 5 °С. Високонапірний газ, після первинної сепарації в сепараторі С-1-2-п, надходить в міжтрубний простір рекуперативного теплообмінника Т-2-2, де охолоджується до температури мінус 10 мінус 5 °С зворотнім потоком газу з сепаратора С-2-0, і далі направляється на дросель для зниження тиску до 4,5-4,6 МПа. Для попередження гідратоутворення в міжтрубний простір теплообмінників Т-2-1 і Т-2-2 вприскується метиловий спирт (метанол). Після дроселя високонапірний газ з’єднується з охолодженим в Т-2-1 низьконапірним газом і з газом вивітрювання конденсату з розділювача рідини першого ступеня Р-1. Загальний потік газу по трубопроводу з тиском 4,4-4,5 МПа і температурою мінус 10 мінус 5 °С надходить в сепаратор другого ступеня С-2-2. В сепараторі С-2-2 від газу відокремлюється сконденсована в теплообмінниках рідина, яка по трубопроводу направляється в розділювач рідини другого ступеня Р-2. Газ з розділювача рідини Р-2 з тиском 1,6 МПа направляється до сепаратора С-4 та на власні потреби установки.
Після сепаратору С-2-2 осушений газ по трубопроводу поступає на прийом турбін моноблочного турбодетандерного агрегату (ТДА). В турбіні ТДА тиск газу знижується до 2,85 МПа, що забезпечує охолодження газу до температури мінус 30-мінус 25°С. Для попередження гідратоутворення в потік газу перед турбіною насосами Н-4-1,2 по трубопроводу подається метанол.
Охолоджений газ із турбіни ТДА по трубопроводу поступає в сепаратор С-2-0. В сепараторі від газу відокремлюється сконденсована рідина і осушений газ направляється паралельними потоками в трубний простір рекуперативних теплообмінників Т-2-1 і Т-2-2 для охолодження високонапірного і низьконапірного сирого газу. В теплообмінниках осушений газ підігрівається до температури 5-10 °С. Після теплообмінників Т-2-1 і Т-2-2 загальний потік осушеного газу по трубопроводу направляється на прийом компресора ТДА, де дотискається до 3,3-3,5 МПа і з температурою 20-23 °С через вузол заміру газу з приладами ФЛОУТЕК направляється в якості товарного газу до магістрального газопроводу Диканька-Кривий ріг.
Рідинна фаза (нестабільний конденсат, пластова вода і метанол), відсепарована в сепараторі першого ступеня С-1-2-п, з’єднується з рідинною фазою, яка поступає по конденсатопроводу з Семенцівської УІШГ, направляється в розділювач рідини першого ступеня Р-1 (тиск 4,5-4,6 МПа і температурою 5-10 °С). Рідинна фаза (нестабільний конденсат і водометаольна суміш), від сепарована в сепараторах С-1-2-л, С-2-2 і С-2-0 направляється в розділювач рідини другого ступеня Р-2 (тиск 1,6 МПа і температура мінус 10-0 °С). Нестабільний конденсат з Р-1 і Р-2 поступає в дегідратор Е-0 для остаточного відділення водометанольного розчину від конденсату при тиску 1,4 МПа і температурі мінус 1-2 °С. Конденсат із дегідратора Е-0 поступає в ємність Е-2 розгазування конденсату, де частково розгазовується при тиску 1,3 МПа. Водометанольна суміш з Р-1, Р-2 і Е-0 з тиском 0,1-0,2 МПа направляється до стації по поверненню пластової води в пласт.
З ємності Е-2, яка ще виконує функцію підпірної ємності, нестабільний конденсат періодично перекачується двома насосами Н-17, Н-18 (9 МГр) по трубопроводу в конденсатопровід ГС «Солоха» - УПК «Машівка». При неможливості подачі конденсату в конденсатопровід, він подається до складу конденсату на атмосферні ємності Е-4-1 і Е-4-3.
Газ вивітрювання з розділювача Р-2 і ємності Е-2 з тиском 1,3 МПа подається на вузол підготовки газу на власні потреби та місцевому споживачу через редуктор з тиском 0,4 МПа в сепаратор С-4.
На власні потреби установки газ відбирається з сепаратора С-4 по трубопроводу з тиском 0,3-0,4 МПа до вогневих підігрівачів і через ШРУ з тиском 0,02 МПа до котлів опалення приміщень і газової плити.
4.1.1. Опис дренажної системи.
Установка комплексної підготовки газу має напірний дренаж, який з апаратів виводиться на факельний амбар та безнапірний дренаж в насосній подачі інгібіторів, перекачки конденсату, на складі конденсату та площадці технологічих ємностей, який через нафтовловлювач направляється в ставок випаровував.
4.1.2. Система подачі інгібіторів
Система складається з площадки технологічних ємостей та насосної подачі інгібіторів, яка призначена для подачі необхідних для підготовки та видобутку газу інгібіторів. Інгібітор гідратоутворення (метанол) по інгібіторопроводам подається в потік газоводоконденсатної суміші (ГВКС) на гирлах свердловин, на вузлі входу свердловин та на вході в позатрубшний простір теплообмінників Т-2-1, Т-2-2 для попередження гідратоутворення. Розчин інгібітору корозії по інгібіторопроводам подається в позатрубний простір газових свердловин для попередження корозії підземного обладнання (труб, шлейфів, трубопроводів та іншого обладнання).
4.1.3. Факельна система
Факельна система призначена для спалювання скиду природного газу при технологічних операціях продувки шлейфів, обладнання трубопроводів установки при спрацюванні системи протиаварійного захисту чи запобіжних клапанів апаратів, що працюють під тиском.

4.2 Характеристика технологій та основного обладнання установок комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ).Робочі параметри УКПГ.

Характеристика технологій та основного обладнання установок комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ) та робочі параметри УКПГ наведені в таблиці 4.1.
Таблиця 4.1.- Характеристика основного обладнання установки комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ) та робочі параметри УКПГ

Найменування
Обладнання
(апаратів)
Технічна
характеристика
Тиск надлишковий, кг/см3
Температура,°С



Розр.
Роб
Розр.
Роб

1
2
3
4
5
6

Сепаратор 1-ого ступеня С-1-1Л
(лівий) 1-ої технологічної лінії
Газосепаратораційний блок ГБ-23А.
Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м3
160
160
+50
-30-+50

Сепаратор 1-ого ступеня С-1-1П
1-ої технологічної лінії (правий)
Газосепаратораційний блок ГБ-23А.
Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м3
160
160
+50
-30-+50

Сепаратор 1-ого ступеня С-1-2-Л
(лівий) 1-ої технологічної лінії
Газосепаратораційний блок ГБ-23А.
Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м3
160
160
+50
-30-+50

Сепаратор 1-ого ступеня С-1-2-П
1-ої технологічної лінії (правий)
Газосепаратораційний блок ГБ-23А.
Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м3
160
160
+50
-30-+50

Сепаратор 2-ого ступеня С-2-2
2-ої технологічної лінії
Газосепаратор шаровий ГСШ-64-2200-16-ГС
Корпус: матеріал Ст16ГС;
робоче середовище-природний газ; об’єм 5,6 м3
діаметр 2200*32мм; QГ-2млн. м3/добу; Рр-6 МПа
64
64
+100
-30-+100

Сепаратор 2-ого ступеня С-2-1
1-ої технологічної лінії
Газосепаратор ГСГИ-64-1200-16-ГС
Корпус: матеріал Ст16ГС;
робоче середовище-природний газ, вода, метанол; об’єм 7,5 м3
діаметр 1200*32мм; QГ-1млн. м3/добу; Рр-6 МПа;
Вага-15,1т; Qрід=5 м3/добу
64
64
+20
-35-+25

Газосепаратор
3-ого ступеня
С-3(відцентровий)
Сепаратор регулюючий ЦРС-2-64-550-16ГС.
Вага-3,2 м3; діаметр 1600*25мм. Корпус: матеріал Ст16ГС; вага-5,4т;
висота 4,8 м

64
64
+100
-30-+100

Газосепаратор
вертикальний С-4
Сепаратор газу для власних потреб ГАГИ-16-1200
Корпус: матеріал Ст.09ГС;вага-5,4т;
об’єм 4 м3; діаметр 1200*10мм

16
16
+100
-30+100

Газосепаратор
вертикальний С-5
Сепаратор вхідний на
АГРС.
Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 4,3 м3; діаметр 1000*60мм; висота 5,5 м


55
55
+100
-30-+150

Ємкість одоранту Е-Од
Корпус: матеріал Ст. 17 ГІС; об’єм 2 м3; діаметр 720*10мм; довжина 6 м.

12
12
+20
-10-+10

Газосепаратор
вертикальний С-6
Сепаратор вихідний на
АГРС.
Корпус: матеріал Ст. 17ГіС; об’єм 5,2 м3; діаметр 1400*60мм; висота 3,9 м

16
16
+200
-20-+200

Розділювач 1-ого ступеня Р-1
Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 17,4 м3; діаметр 1600*36мм
64
64
+20
+20

Розділювач 1-ого ступеня Р-2
Об’єм 15 м3 ;діаметр 1600*46мм; вага 35,2 т;
висота 2,8 м.
56
56
+20
-40-+60

Ємкість розгазування конденсату Е-2
Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 25 м3; діаметр 2000*14мм; довжина 8,5 м.
16
16
+300
-30-+300

Випарювач Е-О
Випарювач –призначений для відділення води від конденсату. Об’єм 29,6 м3; діаметр корпуму2 м; довжина 12,4 м; вага 35,5 т.
20
13
-
-15

Ежектор газовий надзвуковий
ЕГН-1
Призначений для утилізації газу вивітрювання із Е-2 і газу низьконапірних свердловин. Роб параметри: Рвисокон.газу=100-110 атм ;Qвисокон.газ=90-120 тис. м3/добу
120
100-
110
+100
-30-+100

Блок підігріву
теплоносія БП
Блок підігріву теплоносія
БУ-87.Середовище: насичений ДЕГ 60-70%. Довжина-9,3м; ширина-3,1 м; об’єм
7,4 м3; t на вході-50°С, на виході 100°С;Рроб=1атм; Q-12,5 м3/добу.
8
5
+150
-30-+150

Повітрозбірник
П-1
Об’єм 10 м3; діаметр 1600*8мм; висота 5 м.
10
8
+50
-40-+50

Теплообмінник
1-ої та 2-ої технологічних ліній
Т-1-1,Т-2-1, Т-2-2
Блок теплообмінників ГБ-19А, к-ть теплообмінників
-2шт, довжина-12,51м; ширина 1,88 м, площатеплообмінника 102 м2.Трубний простір теплообмінника:
к-ть ходів 12 послідовних, матеріал 20А, діаметр 114*9мм; довжина прямої
ділянки 12,1м; робоче середовище-осушений природний газ; об’єм 1 м3, площа
теплообміну-51 м2.
Між трубний простір теплообмінника: к-ть ходів 12 послідовних, матеріал 20А, діаметр 168*11мм; робоче середовище-вологий природний газ,метанол; об’єм 0,9 м3, площа

64
64
+20
+20





4.3. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин і оцінка можливості утворення в них гідратів
Довжини та діаметри шлейфів та рельєф місцевості мають пряму залежність на різницю тисків між устям свердловини та входом в УКПГ. Чим більші втрати тиску на даній ділянці тим складніше подати газ у магістральний газопровід.
Як відомо втрати тиску у викидних лініях незначні Основні втрати тиску відбуваються за рахунок сил тертя потоку газорідинної суміші зі стінками викидних ліній. Ще одним фактором, який спричиняє збільшення втрат тиску є утворення гідрату у шлейфах свердловин.
Таблиця 4.2. Основні показники роботи свердловин Абазівського ГКР по горизонту С-6
№ свердловини
Дебіт по газу тис.м3/добу

·Р, МПа
Тиск на вході в УКПГ, МПа
Температура на усті,°С
Температура на вході в УКПГ,°С

Температура сепарації, ,°С
Довжина і діаметр шлейфу
Тиск на виході з УКПГ, МПа
Кількість ступенів сепарації

24
0,2
0,4
3,8
8
4
-10
114*14-3700
3,6
2

10
0,2
0,4
3,8
8
4
-10
114*14-9000
3,6
2

104
95
1,01
17,5
26
10
-10
114*14-9000
3,6
2

105
100
3,64
5,0
21
10
-10
114*14-750
3,6
2

117
0,1
0,4
3,8
8
4
-10
114*14-5100
3,6
2


1. Визначимо умови утворення гідратів в колоні насосно-компресорних труб свердловини №104 Абазівського ГКР.
Визначимо температуру гідратоутворення за формулою Баррера – Стюарта
13 EMBED Equation.3 1415tгр=18,47·lgPгр.-В+273
де Pгр- тиск гідратоутворення, атм
В коефіцієнт, який залежить від умовної приведеної густини газу, вибираємо з табл. 4.3.
Приведена відносна густина газу
Коефіцієнт В

0,62
17,2

0,63
16,39

0,64
15,59

0,65
15,07

0,66
14,76

0,67
14,51

0,68
14,34

0,69
14,16


Оскільки відносна густина газу горизонту С-6 Абазівського родовища становить
·=0,65 то згідно табл. 4.3. коефіцієнт В=15,07
tгр.пл. = 18,47·lg 280,8.-15,07+273 = 303,15 К
tгр.у.=18,47·lg 181-15,07+273 = 299,63 К
Побудуємо рівноважну криву гідратоутворення і нанесемо на цю криву точки
ТПЛ=
·(РПЛ)Ту =
·(Ту) та tгр.пл=(tпл) tгр.у = =
· (tу) (рис. 8.1)

Як видно з рис. 4.1. гідрати в стовбурі свердловини утворюються за 400 м.до устя,
Інгібітор гідратоутворення подаємо у свердловину та на УКПГ перед теплообмінником.
Для боротьби з гідратоутворенням найбільш ефективним є застосування антигідратних інгібіторів по замкнутому циклу з наступною регенерацією. Як антигідратні інгібітори найчастіше використовуються метанол, гліколі і водні (30-35%) розчини хлористого кальцію густиною 1270-1300 кг/см3.
Фізичні характеристики даних реагентів приведені в таблиці 4.4.
Таблиця 4.4. Фізико-хімічні властивості інгібіторів гідратоутворення.
Параметри
Метанол
ДЕГ
ТЕГ

В'язкість при температурі 20°С, мПа*с
0,6
35,7
47,8

Густина при температурі 20°С, кг/м3
793,1
1118,4
1125,4

Температура кипіння, °С
64,5
244,8
287,4

Температура замерзання, °С
-97,7
-8
-7,2

Молекулярна маса
32,04
106,12
150,17


Високоефективним інгібітором гідратоутворення є метанол. Він
характеризується здатністю значно знижувати температуру гідратоутворення
і швидко розкладати гідратні пробки, змішуватися з водою в будь-яких
співвідношеннях, має малу в'язкість і низьку температуру замерзання.


4.4. Висновки про стан роботи системи збору і промислової підготовки свердловинної продукції та рекомендації щодо його покращення.

Ефективне та раціональне використання пластової енергії є основною проблемою технології підготовки газу до транспорту.
Чим вищий рівень використання потенційної енергії пласта, тим економічніша технологічна схема підготовки газу до транспорту, довший період безкомпресорної експлуатації родовища. Якщо розглядати технологічний ланцюг по ділянках, на яких проходять втрати пластової енергії, можна виділити дві основні ланки у відповідності з технологічною схемою підготовки газу на Абазівському газовому родовищі :
1. Ділянка від гирла свердловини до УКПГ , тобто шлейф.
2. УКПГ.
Найбільші втрати тиску газу проходять в шлейфах свердловин, що знижує ефективність їх роботи і є причиною забруднення механічними домішками і водою, яка виноситься газом із вибою. Відкладення механічних домішок і солей значно підвищують гідравлічний опір шлейфу, а також впливають на температурний режим технологічного процесу. Зниження гідравлічної ефективності шлейфів приводить до додаткових втрат потенційної енергії пласта, погіршення роботи УКПГ, необхідності вводу джерел штучного охолодження на більш ранній стадії експлуатації родовищ, особливо це відноситься до Абазівського газового родовища. Шлейфи свердловин мають велику довжину, що призводить до додаткового охолодження газу, випадіння з нього вологи і відкладень у шлейфі у вигляді гідратів. В результаті цього гідравлічна ефективність шлейфів буде погіршуватись.
Методи і засоби, які застосовуються на даний час для очистки газопроводів, такі як продувка через відкрите січення труби, очисні поршні, дуже складні і не завжди економічно виправдані для застосування з метою очистки шлейфів. Широке практичне застосування на об'єктах газової промисловості набули ПАР, які використовуються для очистки ємностей, ПЗП, що дозволяє використовувати їх для очистки шлейфів на промислах .
Найбільш якісними для очистки шлейфів слід вважати високократні піни, утворені розчинами ПАР типу ОП-7, ОП-10, ДНС-А; Піна-76. Запуск піни в порожнечу шлейфу здійснюється на гирлі свердловини. Піна утворюється централізовано на автоагрегаті “АЗІНМАШ”, на який встановлюється ємність з розміром ПАР, піноежектор, який дозволяє отримати високократну піну, насосу високого тиску, з'єднувальні шланги, прилади. Після запуску піни у внутрішні порожнини шлейфів, вона підхоплюється потоком газу, змочує внутрішню поверхню труби, зменшує сили поверхневого натягу на поверхні їх контакту. За рахунок капілярного ефекту утворюваної структурної піни, забезпечується процес влиття забруднень і емульсування рідкої фази в мілкодисперсну емульсію. В колекторі для гасіння піни вводяться піногасні речовини, які гасять її й перетворюють на рідку фазу. Продукт очистки сумісно з погашеною піною поступає в сепаратор грубої очистки, де проходить поступове відділення механічних залишків і різних забруднень. Далі газ подається в трубний простір теплообмінників, де охолоджується зустрічним потоком газу з низькотемпературного сепаратора. Далі газ із залишками продуктів очистки направляється на дросель, де за рахунок дросель-ефекту додатково знижується температура потоку газу і руйнується піна, яка в ньому залишилась. Після дроселя газ із низькою температурою поступає в сепаратор другої ступені, в якому відділяються продукти очистки, що залишилися після першого сепаратора: рідка фаза ПАР, інгібітори, вода. Очищений сухий газ проходить через простір теплообмінника і через пункт заміру подається в газопровід. Продукти очистки: ПАР, вода, механічні домішки після сепаратора першої і другої ступені поступають в розділюючі ємності. Гази дегазації повертаються в потік газу перед низькотемпературним сепаратором. Для попередження гідратоутворення в сепараційному і теплообмінному обладнанні вводиться інгібітор гідратоутворення (метанол, ДЕГ).
Розробка технології очистки пінами ПАР органічно вписується в технологічну схему підготовки газу, на промислі і не потребує додаткових змін і капітальних затрат.



































ДП.ВНГіГ.502-МВ.273.00.00.000 ПЗ



Арк.

Дата

Підпис

№ докум.

Арк.

Змн.



















































































































Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 4627207
    Размер файла: 143 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий