Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

2.4.10.3 Пульт зажигания

Пульт зажигания предназначен для дистанционного розжига факелов и амбара, а также их питания очищенным газом.

Очищенный газ с узла редуцирования очищенного газа подводится к пульту зажигания через фильтр Q -501. Давление подводимого газа контролируется по манометру.

Далее газ распределяется на смеситель, на пилоты постоянного горения ФВД, ФНД и амбары, а также по отдельным трубопроводам подается в основания ФВД и ФНД.

Подготовка рабочей смеси для розжига факелов и амбара осуществляется в смесителе. На линиях входа газа и сжатого воздуха в смеситель установлены вентиль, редуктор, технический манометр и обратный клапан.

Из смесителя рабочая смесь поступает в камеру сгорания и далее по отдельным линиям бегущего огня направляется на пилоты зажигания одного из факелов либо амбара путем открытия/закрытия соответствующей запорной арматуры.

Зажигание рабочей смеси осуществляется свечой, установленной в камере сгорания. На свечу подается напряжение 10 кВ от повышающего трансформатора, который работает напряжением тока 220 в.

Кроме того, на УКПГ предусмотрены:

- водоснабжение на технологические, противопожарные и на хозяйственно - бытовые нужды;

- теплоснабжение производственных и служебно-бытовых помещений;

- утилизация промышленных и хозбытовых стоков.

2.5 расходы газа и количество выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации

Нормы технологического режима на УКПГ-12

Таблица 2.2.

Наименование аппарата операции	Индекс	Ед.измер.	Расход	Температура	Давление
			Qmax	Qmin	Возм.пре, С	Тном	Возм.предел, МПа	Рном, МПА
1.первичный сепаратор:	С-01
а) вход газа		нм3/час	180000	146550	5-15	6,5	7,0-8,5	7,5
б) выход газа		нм3/час		144310	5-15	6,5	7,0-8,5	7,5
в)выход жидкости		Кг/час		5880	5-15	6,5	7,0-8,5	7,5
2.вторичный сепаратор	С-03
а)выход конденсата		Кг/час		5060	0-10	6,5	6,7-7,0	6,65
б)газ на выходе		Нм3/час		160	0-10	6,5	6,7-7,0	6,65
в) насыщенный метанол		Кг/час		1470	0-10		6,7-7,0	6,65
3. вторичный сепаратор	С-02
а) газ на выходе		Нм3/час		143000	0-15	-5	6,6-6,9	6,65
б) углеводородный конденсат на выходе		Кг/час		5060+ 2496	5-10		6,6-6,9	6,55
в) метанольная вода		Кг/час		140	5-10		6,6-6,9	6,55
4. Теплообменник	Е-01
а)трубное простр-во (вход газа)		Нм3/час		144310	5-15	6,5	7,0-8,5	7,5
б) межтрубное прост-во (осушенный газ)		Нм3/час		143000	0-15	-5	6,6-6,9	6,55

2.5.1 Изменение параметров системы сбора и подготовки в процессе разработки

Параметры подготовки газа по УКПГ-12 по годам.

Таблица 2.3

Показатели	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Добыча газа, млн.м3	4,7	4,43	3,93	3,68	3,31	3,28	3,25	3,22	3,07	2,9
Добыча конд. тыс.т	116,7	95,3	84,5	79,4	68,1	119,3	105,6	83,9	52,5	42
Уд. Выход.конд.г/м3	24,89	21,52	21,5	21,6	20,6	36,4	32,4	26,1	17,1	11,5
Давление БВН, МПа	7,42	7,07	6,98	6,79	6,41	5,93	5,87	5,2	4,33	3,2
Давление в С-01, МПа	7,41	7,05	6,98	6,75	6,39	5,84	5,81	5,11	4,24	3,1
Темп-ра в С-01, 0С	7,42	6,94	6,37	4,92	6,42	5,92	4,83	4,0	5,33	4,3
Давление в С-02, МПа	6,91	6,79	6,46	6,44	6,18	3,85	3,68	3,78	3,68	3,5
Темп-ра в С-02, 0С	-0,41	3,31	3,58	3,63	4,75	-14,3	-13,9	-8,3	0,67	0,3

2.5.2 Выход конденсата по годам, изменение ГКФ

Изменение выхода конденсата по годам разработки УКПГ-12.

Таблица 2.4.

Годы	1978	1979	1980	1981	1982	1983	1984	1985	1986	1987
Qдоб.к.тыс.т	96,6	284,4	293,5	279,6	283,9	293,5	285,1	267,4	234,4	171
ГКФ г/см3	67,77	67,41	63,12	63,43	59,82	63,34	62,92	58,7	51,5	36,6

Годы	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Qдоб.к.тыс.т	142	125,5	116,7	95,3	84,5	79,4	68,1	119,3	105,6	83,9	52,5	42
ГКФ г/см3	30,9	29,2	24,9	21,5	21,5	21,6	20,56	36,4	32,4	26,05	17,06	11,5

Изменение ГКФ по годам разработки зоны дренирования УКПГ-12 рассмотрим по фактическим данным изменения показателей во времени. Как видно из таблицы 4.3. на первый год разработки ГКФ по УКПГ-12 составили 67,77 г/м3. В последующие годы до 1987 г. Происходило снижение ГКФ до 36,6 г/м3. Особенно резко упала добыча конденсата, а соответственно и ГКФ в 1987г. по сравнению с 1986г. с 51,5 г/м3 до 36,6 г/м3 . Это связано с рядом причин:

Увеличился среднесуточный дебит воды с 329,3 м3.сут. по 549 м3.сут., а также возросло количество обводненных скважин с 13 по 17 скважин, а следовательно и добыча конденсата (см. гл.2 показатели разработки)

С 1980 года установка выведена на объем добычи 4,4 -4,6 млрд. м3 и удерживала этот уровень добычи на протяжении 12 лет до 1991 года, тогда давление на БВН снизилось до 6,8 МПа. При таких давлениях добыча стала снижаться на 0,3 -0,5 млрд. м3/ год и в 1994 г. составила 3,31 млрд. м3 газа.

В декабре 1994 года установка пущена через ДКС -2. Перед пуском проведена реконструкция технологических линий. На I и II технологическую линию подключены, в основном, «сухие» скважины, на III и IV технологическую линии - обводненные скважины. В результате, после пуска УКПГ-12 через ДКС -2 и снижения давления на устье скважин, стабильно заработали ранее простаивающие скважины №№ 445, 457, 460. Увеличина производительность по обводненным скв. 437, 738 и других.

В течении года добыча стабилизировалась, добыча конденсата увеличилась на 75 %, удельный выход конденсата возрос с 20,6 до 36,4 г /м3 давление на БВН было снижено на начальном этапе, по технологическим ниткам с обводненными скважинами на 1,8 МПа, по «сухим» линиям давление не снижалось.

За 1999 год резко ухудшились технологические показатели разработки по УКПГ-12. Если на конец 1997 года давление БВН первой технологической линии составляло 5,3 -5,5 МПа, II -III технологической линии 4,6-4,8 МПа, IV технологической линии 3,8-4,0 МПа, то на 01.01.2000г. давление на II и III технологических линиях выровнялось до 3,1 МПа, на I -3,2 МПа, на IV -3,5 МПа, то есть на первой технологической линии снижение давления составило 2,1 -2,3 МПа, на II - III -1,5-1,7МПа, на IV-0,095 МПа. Такое значительное снижение давления на БВН привело к снижению забойного давления и увеличению депрессии на пласт. Следствием этого является значительное увеличение выноса пластовой воды по УКПГ-12 с 1995 года 303,5 до 794,66 тыс. м3/сут. за 1999 год. По УКПГ-12 добывается 61,0% от всей годовой добычи пластовой воды по месторождению (794,7 от 1303,5 тыс. м3). За 1999 год по УКПГ-12 пластовая вода появилась в 3-х новых скважинах (№ 12008, 12010, 12038). Годовая добыча пластовой воды увеличилась на 46,7 тыс.м3.

2.6 АНАЛИЗ РАБОТЫ УСТАНОВКИ НТС В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УКПГ-12 И СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

Добыча газа действующими скважинами эксплуатационного фонда, дальнейший транспорт газа к блоку входных ниток (БВН) и на УКПГ, а также транспорт подготовленной на УКПГ продукции (газ, конденсат до ДКС или до ОГПЗ) обеспечивается естественной упругой энергией пластового газа.

Подготовка газа на УКПГ заключается в разделении газа, конденсата, пластовой воды в процессе прохождения продукции газовых скважин через НСТ.

Существующие на УКПГ установки НТС включают 4 идентичных технологических линий. Проектная производительность одной технологической линии составляет 166,6 тыс.м3/час.

Технологическая линия НТС состоит из сепаратора 1 ступени, теплообменника (газ-газ) сепаратора 2 ступени, 3-х фазного сепаратора и подогревателя гликоля с циркуляционным насосом. Кроме того, на установки НТС имеется общее для всех технологических линий оборудование: блок входных ниток, контрольный сепаратор, блок дренажной емкости, емкость выветривания насыщенного метанола и факельная система.

Для обеспечения качества подготовки поступающей на УКПГ продукции газовых скважин эксплуатация НТС должна осуществляться при следующих параметрах (до ввода дожимной компрессорной станции):

- давление на входе в УНТС - не менее 8 МПа

- давление на выходе - не менее 6,6 МПа

- температура газа на входе в установку - 283 -288 0К

- температура газа на выходе - 273-278 0К

- давление конденсата на выходе с установки - 6,4 МПа

С вводом в эксплуатацию первых ступеней ДКС -1 и ДКС -2 стало возможным снижение давления на входе УКПГ -7,8,9,10,1,2,3,6, ( схема транспорта газа УКПГ - ДКС - ОГПЗ приведена на рис.(2.6), а в последующем на УКПГ-12 до 3,8 -4,0 МПа. Понижение давления на входе в установку расширяет возможность устойчивой эксплуатации обводненных скважин путем снижения устьевого давления. Для осуществления такой возможности, а также для создания области пониженного пластового давления в зонах массового обводнения скважин, необходимо переоборудовать систему сбора продукции с подключением обводненных скважин к отдельным технологическим линиям. Низконапорная система сбора обводненной продукции создано, либо создается в зонах УКПГ-2,3, 6,8,9. Но с уменьшением пластового давления и обводнения скважин в процессе разработки основной залежи ОГКМ эффективность применяемой техники и технологии добычи газа и конденсата снижается. Из-за позднего ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции и ряда других причин эксплуатация многих обводненных скважин становилась не возможным. Значительное количество эксплуатационных скважин находятся в бездействии по причине обводнения, ликвидированы, либо переведены в категорию контрольных скважин.

С вводом в действие дожимной компрессорной станции улучшились условия эксплуатации обводненных скважин действующего фонда, однако существующая система сбора и подготовки продукции обводненных скважин, малая вместимость амбаров на факельных линиях скважин и требования охраны окружающей среды, не позволяют осуществлять качественное освоение простаивающих обводненных скважин, а также освоение скважин после бурения или капитального ремонта.

Существующая система подготовки газа и конденсата на УКПГ рассчитана на продукцию газовых скважин с содержанием воды не более 15 см3/м3, что снижает качество подготовки газа и конденсата.

В процессе разработки основной залежи ОГКМ сложилась ситуация, при которой различные участки месторождения характеризуются различными значениями пластовых давлений и количества поступающей к забоям скважин воды. Даже в пределах одной зоны УКПГ существуют скважины с довольно высоким потенциалом естественной энергии пластового газа и скважины, в которых естественно энергии поступающего к забою газа не достаточно для подъема вода по стволу скважины.

Существующая техника добычи газа и конденсата из обводненных скважин не предусматривает возможности перераспределения пластовой энергии газа между газодобывающими скважинами с целью использования части естественной пластовой энергии отдельных скважин для продления срока эксплуатации обводненных скважин с низкими энергетическими возможностями.

Нередко скважины с разными добывными возможностями подключены к одному шлейфу. Это ограничивает возможность варьирования давлением на устье и уменьшает таким образом период устойчивой эксплуатации обводненных скважин, ограничивает добычу газа скважин, вскрывших низкопроницаемые отложения. При существующей на ГКМ системе сбора к одному шлейфу подключается до 6 эксплуатационных скважин. Скважины, работающие на отдельный шлейф составляют 13% от общего действующего фонда, работающие по две на один шлейф составляют 32%, по три -37%, группа скважин подключенных по четыре, пять и шесть на один шлейф вместе составляют 18% (см. рис. 2.7).

Подготовка газа на УКПГ ведется методом НТС за счет дросселирования газа. В первые годы разработки использовался естественный перепад давления, в настоящее время для всех УКПГ, кроме УКПГ-14,15 используется перепад давления, создаваемый вводом в эксплуатацию дожимная компрессорная станция. Подробное описание о методе подготовки газа на УКПГ -12 приведены в главе 2.

На рис. главы 2 представлена принципиальная схема технологической нитки подготовки газа и конденсата на УКПГ -12. Проектная мощность технологической нитки 4,32 млн. м3/сут. при Р сеп.=6,6 МПа и Т сеп =253 К.

Паспортные данные сепараторов импортной поставки не содержат сведений об эффективности при различных значениях давления, температуры и загрузки сепаратора, что затрудняет прогнозирования работоспособности сепарационного оборудования.

Газожидкостная смесь скважины в шлейф поступает двухфазным потоком. Жидкость представлена в газовом турбулентном потоке каплями различного размера, а также в виде тонкой пленки, движущейся по поверхности трубы под действием газового потока. В процессе движения термобарические параметры смеси меняются, что приводит к фазовым превращениям с массообменном между фазами. Причем образование и укрупнение капель в процессе конденсации идет в условиях термобарической неравномерности. Таким образом, в сепаратор поступает газовый поток, содержащий жидкость в виде капель или пленки, которая дробится, попадая в сепаратор. Образующиеся капли много крупнее капель, содержащих в газовом потоке до разрушения пленки. Эти крупные капли в основном оседают в сепараторе. Поэтому эффективность сепаратора определяется возможностью осаждения капель, находящихся в потоке газа.

Эффективность сепаратора характеризуется коэффициентом эффективности:

& = Qос / Qвх, (2.1)

где Qос -количество жидкой фазы осевшей в сепараторе,

Qвх - количество жидкой фазы, содержащейся в газовом потоке на входе в сепаратор.

На величину эффективности сепаратора оказывают влияния процессы происходящие как в подводящем трубопроводе и установках предварительной конденсации, так и в самом сепараторе.

В настоящее время разработка Иховского газоконденсатного месторождения находится в стадии падающей добычи. Этот период характеризуется:

Прогрессирующим обводнение скважин;

Падением пластового давления до величины, не достаточной для выноса жидкости из ствола скважин;

Исчерпанием избыточного давления, необходимого для подготовки газа на УКПГ методом НТС с применением дроссель эффекта;

Снижением эффективности сепарационного оборудования УКПГ;

Увеличением относительной влажности отсепарированного газа.

В этой связи существующие оборудование УКПГ не обеспечивает проектный режим и качество подготовки газа согласно требованиям проекта.

Согласно генеральной схемы обустройства ГКМ на 1988 -1992гг. («ЮжНИИгипрогаз», 1977г.) и «Комплексного проекта усовершенствования разработки ОГКМ на период падающей добычи» ( ВНИИгаз, 1981г.,том!!!) одним из основных требований к качеству отсепарированого газа является его относительная влажность, которая при транспорте до ОГПЗ на всем протяжении газопроводов не должна превышать 60-65% для предотвращения коррозии и сульфидного растрескивания металла трубопровода.

2.6.1 Характеристика газосборных сетей

Диаметры и длины шлейфов с подключением отдельных скважин к шлейфам представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.

№ шл.	№ ск.	Диаметр, мм	Длина шл. м
1.	12011 12013	219*16	4173 4150
2.	12012 12014 12015 12023	168*12 п-ход на 219*16	3666 2800 3445 1500
3.	12016 12017 12018 12022	168*12 п-ход на 219*16	2273 3557 3557 2150
4.	392 445	168*12 168*12	6542 6698
5.	397 442 12007	168*12 168*12 168*12	5619 5188 2761
6.	449 12005 12009	168*12 168*12 168*12	781 2298 2109
7.	438 437	168*12 п-ход на 219*16	5183 3349
8.	443 265 12008 12010	168*12 п-ход на 219*16	784+3884 265 1679
9.
10.	465 12004	168*12 168*12	2671 2195
11.	456 457 12003	168*12 168*12 168*12	2121 1236 1976
12.	740 467 738 204д 12001 12002	168*12 п-ход на 219*16 168*12 168*12 168*12 168*12	5453 3332 4607 5268 5906 6084
13.	735 736	168*12 п-ход на 219*16	3577 3007
14.	731 460 12020	168*12 168*12 168*12	2978 1270 1758
15.	459-ликв 455.	168*12	1214м

Откуда получили усредненные величины диаметра и длины,

где Dср =193,5*14мм Lср = 4755,3м

2.6.2 Характеристика действующего фонда скважин на 1999 год

Скважины 12000 и 12021 являются поглощающими

К контрольным без шлейфа относятся скважины 373,731,2R , 461.

49 скважины составляет действующий фонд.

44 скважин составляет эксплуатационный фонд.

1 объект вскрывают скважины: 12004,12009,12014,12016,12006.

Все скважины перфорированы кроме 12009-откр.ствол 12006 перф. + откр.ствол

2 объект вскрывают скважины: 12008,12013,12015,12018,12022.

Все скважины перфорированы

1+2объект: 392,397,438,735,12001,12002,12005,12007,12011,12012, 12017, скважины 12028,12038 относятся к горизонт. скважинам.

Все скважины перфорированы кроме скв. - 392,397,438,735 и скв. 12001,12017- перфорированы +открытый ствол.

2+3 объект: 12010.

перфорирована скважина.

1+2+3 объект: 265,437,442,443,445,449,455,456,457,460,465,467,736, 738,740.

Все скважины имеют открытый ствол кроме скважины 442, - перфорирован. Скв. 12023 является горизонтальной скважиной перфорирована.

Число обводненных скважин:1 объекта -2 -это -12009 и 12014.

2 объекта -0

3 объекта -0

1+2 объекта -4 -это-392,397,438,735,12012

1+2+3 объекта -15 -это 265,437,442,442,445,449,455,456,457,460,465,467,736,738,740.

39 скважин представляют действующий фонд

из них 22 обводненные с выносом пластовой воды

из них 2 скважины 12006 и 12028 простаивающие из-за обводнения.

Технологический режим работы скважин на 1-ый квартал 1999г. УКПГ-12 представлен в таблице 2.18.

2.6.3 Расчет трубопроводов. Работа шлейфа при совместной и раздельной эксплуатации скважин

Потери давления газа при движении газа от пласта до УКПГ связаны: степенью обводненности, состава и вязкости добываемой продукции, депрессии конструкций скважины, образование солевых и грязевых пробок и жидкости в НКТ, гидратообразования.

Основная формула для определения пропускной способности при стационарном движении газа по газопроводу имеет вид:

Q = К*D2,5v Рн ^ 2 - Рк ^ 2 / л * с * Z * T * L (2.2)

Где

Q - пропускная способность газопровода;

Рн , Рк - давление в начале и в конце участка газопровода;

л -коэффициент гидравлического сопротивления;

с - относительная плотность газа;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

T - средняя по участку газопровода температура газа;

L - длина участка;

К = р * Тст * v Rвозд / 4*Рст (2.3)

Размерный коэффициент К зависит от входящих в него параметров и размерностей единиц. Вычислим значение К в системе единиц СИ. Тст = 293,15 0К - стандартная температура, Рст = 101325 Па - стандартное давление, Rвозд = 287,1 м2 /(с 0К) -газовая постоянная воздуха.

Следовательно,

К ? 0,0385

В литературе можно встретить различные значения коэффициента К. эти значения зависят от того, в каких единицах выражены входящие в формулу величины.

Значение коэффициента К.

Таблица 2.6.

				Система	Величина
Q	D	P	L	единиц	К
м3/с	м	Па	м	СИ	0,0385
тыс. м3/сут.	см	МПа	м	Промысл-я	33,264
тыс. м3/сут.	м	МПа	м	Промысл-я	33,264*105
м3/сут.	см	кгс/см2	км	смешанная	103,56
млн. м3/сут.	мм	кгс/см2	км	Транспорт-я	0,326*106
млн. м3/сут.	мм	МПа	км	Транспорт-я	3,326*106

Движение газа в газопроводе, как правило, турбулентное. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

л = 0,067 *(2*L/D)0,2 (2.4)

где L = 0,03 абсолютная шероховатость для ОГКМ, D -диаметр.

Формула для разности квадратов давления имеет вид:

Р2н - Р2к = л* с * Z * T * L *(Q*nск)2 (2.5)

Расчет системы сбора по УКПГ-12 заключается в определении взаимосвязи давления и расхода газа в различных точках приследующих заданных исходных величинах -температура газа, плотность газа, диаметр труб, содержание жидкой фазы, конфигурация сети.

Расход газа (м3с) определяется по формуле:

Q=1,2*10^(-2)*Е* v (Р 1 ^ 2 - Р 2 ^ 2)*D ^ 5 / л * сотн * Z * T * L (2.6)

Где:

Е -коэффициент учитывающий содержание в газе жидкой фазы;

D - внутренний диаметр трубопровода, см;

Р1,Р2 - давление в начале и в конце участка трубопровода, МПа;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

сотн - относительная плотность газа;

Z - коэффициент сверхсжимаемости;

T - средняя температура газа в трубопроводе, К;

L - длина участка газопровода, м.

Е = (1,06+0,233 * ц0,32 / н )-1 (2.7)

Где ц - содержание жидкости в газе,см3/м3;

н - скорость газа в газопроводе, м/с.

л = 1,05* лтр (2.8)

лтр = 0,35*(0,053/Re+(2k/D)2,16)0,185 (2.9)

Re = н* D*с/м (2.10)

Где к - шероховатость труб;

Re - число Ренольдса;

м - вязкость газа, Па*с;

с - плотность газа, кг/м3.

Расчет производим для трех скважин, подключенных в один шлейф на примере скважин 397,442,12007. Расчетная схема приведена на рис.2.8 и приложении.

Рис.2.8.Схема подключения скважин 397,442,12007 в общий коллектор.

Скв. 442 Скв. 12007

2 4

L=474 м L=160 м Ш168*12

1 L=905м Ш168*12 3 L=2113 м Ш168*12 5 L=2601 м Ш168*12 6 БВН

скв. 397 Lобщ=5619 м Ш168*12

Параметры участков шлейфов

Таблица (2.7)

Участок	Длина, L, м	Dвн, мм
1-3	905 м	168
2-3	474 м	168
3-5	2113 м	168
4-5	160 м	168
5-6	2601 м	168

Произведем расчет устьевых давлений при заданном давлении на БВН при раздельной и совместной работе скважин.

Исходные данные для расчета:

скв.397 скв.442 скв.12007

Дебит газа,тыс.м3/сут 199 99 30

Внутренний диаметр трубопровода, мм 168 168 168

Давление на БВН,МПа 3,8 3,8 3,8

Относительная плотность газа 0,69 0,69 0,69

Средняя температура в газопроводе, К 279,3 279,3 279,3

Содержание жидкости в газе, т/сут. 304 375 0

Шероховатость 0,03 0,03 0,03

Вязкость газа, МПа*с 0,0137 0,0137 0,0137

Плотность газа,кг/м3 34 34 34

Коэффициент сверхсжимаемости 0,85 0,85 0,85

Раздельная работа скважин

Таблица (2.8)

№ скв.	участок	Протяженность, м	Внутр. диаметр,м	Расход газа, тыс.м3/сут	Давление в начале, МПа	Давление в конце, МПа
397	1-6	5619	0,168	199	4,52	3,8
442	2-6	5188	0,168	99	4	3,8
12007	4-6	2761	0,168	30	3,8	3,8

Совместная работа скважин.

Таблица (2.9)

Участок	Протяжен-ность, м	Внутр. Диаметр ,м	Расход газа,тыс.м3/сут	Давление в начале, МПа	Давление в конце, МПа
5-6	2601	0,168	328	4,6828	3,8
4-5	160	0,168	30	4,6832	4,6828
3-5	2113	0,168	298	5,1914	4,6828
2-3	474	0,168	99	5,203	5,1914
1-3	905	0,168	199	5,2947	5,1914

Проведенные расчеты показывают, что разница величин устьевых давлений при раздельной и совместной работе скважин составило 0,77 МПа для скв.397; 1,2МПа для скв. 442; 0,88МПа для скв.12007.

2.6.4 Алгоритм расчета парожидкостного равновесия многокомпонентных систем по уравнению состояния Пенга-Робинсона

1.задаю исходную информацию:

- состав исходной смеси в молярных долях;

- критические давления Ркр и температуру Ткр , а также ацентрический фактор для каждого компонента рассматриваемой системы;

- рабочее давление Р и температура Т .

2.Расчитывают начальные приближения значений коэффициентов распределения компонентов смеси по формуле:

Кi(0) = ( Pkpi/P)*exp[( 5,372697 (1+щi)*(1-(Tkpi)/T))] (2.11)

Решают уравнения фазовых концентраций и определяют молярную долю паровой фазы методом Ньютона.

N N

?(yi-xi)= ?((зi(Ki-1))/V(Ki-1)+1)=0 (2.12)

i=1 i=1

N N

Vj+1=Vj+(?((зi(Ki-1))/V(Ki-1)+1)/ ? ((зi(Ki-1)2)/[V(Ki-1)+1]2) (2.13)

i=1 i=1

1. Находят молярные доли компонентов смеси в паровой уi и жидкой xi фазах.

уi= (зiKi)/(V(Ki - 1)+1) (2.14)

Xi=(зi)/(V(Ki - 1)+1) (2.15)

2. Вычисляют для паровой фазы коэффициенты уравнения состояния Пенга-Робинсона.

Р=(RT)/(V-b)-(a(T))/(v(v+b))+(b(v-b)) (2.16)

N N

a=?? зi зjaij (2.17) aij=(1-cij)ai0.5aj0.5 (2.18)

i j

ai=akpiбi(T) (2.19) ai(T)=[1+mi(1-T0.5pri)]2 (2.20)

mi=0.37464+1.5422 щi-0.26992щi2 (2.21)

N

b=? зibi (2.22) akr i=(0.45724R2T2kri) / (Pkri106) (2.23)

i

bi = (0.0778RTkr ) / (Pkr106) (2.24)

Решают уравнение

Z3 - (1-В)Z2 +(А-3В2 -2В)Z-(АВ-В2-В3)=0 (2.25)

Где

А = (а*Р*106) / (R2T2) (2.26)

В = (bP*106) / RT (2.27)

Коэффициент сжимаемости паровой фазы соответствует максимальный из положительных действительных корней.

7. Вычисляют для жидкой фазы коэффициенты уравнения состояния Пенга -Робинсона.

8. Решают уравнение (2.26) для жидкой фазы. Коэффициент сжимаемости паровой фазы соответствует максимальный из положительных действительных корней.

9. Определяют последовательно летучести компонентов смеси в жидкой f Р i и правой f РР i фазах.

N

Ln (fi) =Ln ( зiР ) - Ln (Z - В) + ( bi / b ) - (А) /( 2 v2В )*[ ( 2?зi (1 -сij)*

j

( аiaj )0,5) /(а) - ( bi / b ) ] * Ln [ ( Z + ( 1 + v2 ) B) / ( Z - ( v2 - 1) B ) ] (2.28)

10. Корректируют значения коэффициентов распределения по формуле:

К(m)i = К(m-1)I * (f Р i / f РР i ) (2.29)

11. Проверяют неравенство

¦(f Р i / f РР i ) -1¦> 10-4 (2.30)

Если условие (2.39) соблюдается хотя бы для одного компонента, то возвращаются к пункту 3. В противном случае рассчитанные составы паровой уi и жидкой х i фаз являются равновесными и расчет закончен.

2.7 Алгоритм расчета процесса фазовых превращений на УКПГ-12

Расчет на 1 моль F0=1.

1. 1-ая ступень сепарации.

Газ поступает в С-01 с параметрами

Р1= 5,5МПа

Тi =10 0C

C составом исходной пластовой смеси мю.пл.

Получаем: V1 -доля газа yli - состав газа

L1 - доля жидкости xli - состав жидкости

Мнк1 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr1 = F0 * V1 -доля газа (2.31)

Fk1 = F0 * L1 -доля конденсата (2.32)

КГФ1 =Fk1 *Mнк1 / 24,05 * Fг1, кг /м3 (2.33)

2. Жидкость из сепаратора С-01 поступает в разделитель для жидкости С-03, где происходит дальнейшее разделение жидкости на газ, конденсат, ВМС с параметрами:

Р3 =3,8МПа

Т3 =8,8 0С

Исходный состав нестабильного конденсата после С-1 равное составу жидкой фазы мю3i =xli.

Получаем: V3 -доля газа у3i -состав газа

L3 - доля х3i - состав жидкости

Мнк3 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr3 = Fk1 *V3 -доля газа (2.34)

Fk3 = Fk1 * L3- доля конденсата (2.35)

КГФ3 =Fk3 * Mнк3 / 24,05 * Fг3, кг/м3 (2.36)

3. В дальнейшем газовые фазы из сепараторов С-01 и С-03 поступают в низкотемпературный сепаратор С-02, где характеризуется параметрами:

Р2= 3,7 МПа

Т2 = - 20 0С

Исходный состав (смесь газа из С-1 и С-3).

мю2i = (yli * Frl + y3i * Fr3)/ (Frl + Fr2) ( 2.37 )

Получаем : V2 - доля газа y2i - состав газа

L2 - доля нест.конд. x2i - состав нест. конд.

Мнк2 - молек. масса нестабильного конденсата

Fr2 = Fr1 + Fr3 * V2 - доля газа ( 2.38)

Fk2 = Fr1 + Fr3 * L2 - доля конденсата ( 2.39)

2.7.1 Расчет конденсатогазового фактора на УКПГ - 12

Конденсатогазовый фактор рассчитывается по формуле ( 2.40)

КГФсеп.= L*Мнк /24.05*V (2.40)

Для сепаратора 1-ой ступень рассчитываем :

КГФ1= Fk1*Мнк1|24,05 * Fr1 кг|м3 (2.41)

Для сепаратора 2-ой ступени рассчитываем:

КГФ3= Fk3*Мнк3|24,05 * Fr3 кг|м3 (2.42)

Для сепаратора 2-ой ступени рассчитываем:

КГФ2= Fk2*Мнк2|24,05 * Fr2 кг|м3 (2.43)

КГФ для установки рассчитывается:

КГФуст= ((Fk3+Fk2)*Мнк2+3)/24,05*Fr2 (2.44)

Где Мнк2+3 =(Мнк.С3* Fk3+ Мнк.С2* Fk2) / (Fk3+Fk2) (2.45)

Анализ результатов расчета:

Расчет КГФ проводился по годам 1998,1999,2000г., который составил соответственно удельный выход конденсата для установки 87г/м3, 34 г/м3 , 46 г/м3.

Молекулярные массы нестабильного конденсата держаться на уровне (56,7-58,3), (65,08-66,65),(62,92-74,7) и плотности соответственно (601,7-606,515кг/м3), (661,3-665,7 кг/м3), (683,3-711,7 кг/м3) по годам соответственно 1998,1999,2000г.

Нагрузка по жидкости в 1-ой ступени сепаратора. Несоответствие фактических и расчетных удельных выходов конденсата связано с наличием в составе газа присутствия воды, что влияет на процесс сепарации. Сопоставление фактических, расчетных, проектных ВНИИГаз, расчетных ВУНИПИГаз, по паспорту ПГПУ и масштабных удельных выходов конденсата приведены в таблице 2.23

Сравнение выходов конденсата

Таблица 2.23

	Добыча газа	Добыча нестаб.	Результаты расчетов по уд. выходу	Удельн Выход фактич-ки	Потенциальное содержание С5+и , г/м3
Год	млрд. м3	кон-та, г/м3	кон-та, г/м3	кон-та, г/м3	Проект ВНИИГаз	Расчет ВУНИПИГаз	Паспорт ПГПУ	Масштаб Исслед. ПГПУ
1998	1,4	96,6	87	67,77	65,21	60,35
1999	3,68	79,4	34	21,6	38,83	26,05	23,45	25,00
2000	3,28	119,3	46	36,4	36,73	24,44	20,64	23,46

Расхождения обусловлены тем, что расчетная модель не учитывает потерь и снижения выхода конденсата из-за не обеспечения условий выноса жидкости с забоя скважин, потерь конденсата вследствие площадных и вертикальных перетоков из-за неравномерности дренирования порового объема залежи, обводнения скважин.

2.7.2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА

В период разведки Иховского газоконденсатного месторождения были проведены газоконденсатные исследования на 8 скважинах, расположенных равномерно по всей площади месторождения.

В результате исследований была определена величина начального потенциального содержания углеводородов С5+в на уровне 76 г/м3, состав пластового газа, плотность, коэффициент сверхсжимаемости, критические параметры газа, плотность стабильного конденсата и определен выход конденсата при одноступенчатой и двух ступенчатой сепарации. Результаты исследований приведены в таблицах 2.24 - 2.25

Результаты исследований при одноступенчатой сепарации

Таблица 2.24

Выход конденсата,см3/м3	Температура, 0С	Давление, МПа
		4,0	6,0	7,5	9,0
Нестабильного	-10	125	143	138	123
Стабильного	-10	82	91	82	70
Нестабильного	0	115	132	127	116
Стабильного	0	75	81	75	63
Нестабильного	+10	107	120	177	107
Стабильного	+10	67	73	67	58

Результаты исследований при двухступенчатой сепарации

Таблица 2.25

Давление Сепарации, МПа	Температура Сепарации, 0С	Выход конденсата
		I ступень	II ступень
1ст.	2ст.	1ст.	2ст.	см3/м3	г/м3	см3/м3	г/м3
11,0	6,8	8	-18	100	60-42	57	34-23

При изучении газоконденсатной характеристики по разрезу установлено, что конденсатность основной залежи НГКМ не одинакова и уменьшается снизу - вверх 76,3 г/м3 до 64 г/м3, то есть проявляется характерная особенность залегания пластового газа - неравномерность распределения углеводородных и неуглеводородных компонентов.

Давление начала конденсации равно начальному пластовому давлению. Давление максимальной конденсации составило 5,0 МПа. После ввода в эксплуатацию первой и второй очереди обустройства НГКМ (УКПГ - 2,6,7 и УКПГ-3,8,9) совместно с институтом ВНИИГаз с целью уточнения газоконденсатной характеристики были проведены газоконденсатные исследования с использованием технологических ниток УКПГ и замерных сепараторов, смонтированных на каждом УКПГ.

Проведенными промысловыми исследованиями установлено, что начальная потенциальное содержание С5+в по НГКМ несколько ниже и равно 73,6 г/м3. По результатам исследований была построена прогнозная кривая изменения потенциального содержания конденсата в зависимости от пластового давления.

Прошедший период эксплуатации НГКМ показал, что фактические показатели разработки в целом соответствуют принятым проектным решениям. Однако в динамике выхода конденсата почти самого начала разработки наметилось отставание, величина которого с каждым годом становилась ощутимее. Для исправления создавшейся ситуации, в рамках составления нового проекта разработки НГКМ 1994 г., институтом ВолгаУралНИПИГаз в начале 90-х годов был проведен анализ динамики выхода С5+в на НГКМ и пересмотрена кривая выхода конденсата.

Основой для этого послужили проведенные за период эксплуатации газоконденсатные исследования опорных скважин, проводимые ВолгаУралНИПИГазом и ЦНИПР газопромыслового управления, а также статистически анализ паспортных данных на добываемую продукцию по зонам УКПГ.

На основе анализа были восстановлены первоначальные составы пластовых смесей, получены корреляционные зависимости молярной доли компонентов и потенциального содержания С5+в от давления, проведен расчет истории показателей добычи С5+в по всему месторождению в целом и по зонам УКПГ.

Так, по зоне УКПГ-12 уравнение для расчета мольной доли содержания С5+в имеет вид:

ПС5+в =25,51288 -0,0807602*Рпл+0,0006347135*Рпл2+4,327*10-6*Рпл3 (2.56)

В таблице 2.26. приведены значения потенциального содержания углеводородов С5+в по проекту ВНИИГаза, расчетные величины ВУНИПИГаза, отчетные паспортные данные и результаты масштабных газоконденсатных исследований ЦНИПР ПГПУ по зоне УКПГ-12, проводимых с 1983г. Расчетное значение начального содержания С5+в составляет 74,37 г/м3, что близко к проектному ВНИИГаз -73,15 г/м3 .

Из приведенных данных видно, что расчетные значения в целом отражают фактическую динамику добычи конденсата и потенциала С5+в наметившиеся в последние годы расхождения обусловлены тем, что расчетная модель не учитывает потерь и снижения выхода конденсата из-за не обеспечения условий выноса жидкости с забоя скважин, потерь конденсата вследствие площадных и вертикальных перетоков из-за неравномерности дренирования порового объема залежи, обводнения скважин. В таблице 2.27 представлен материальный баланс углеводородов по зоне УКПГ-12 по результатам масштабных исследований на середину 2000 года.

Содержание С5+в по зоне УКПГ-12

Таблица 2.26

	Добыча газа	Добыча нестаб.	Рпл.	Удельн. выход	Потенциальное содержание С5+в ,г/м3
год	Млрд.м3	Кон-та, Тыс.т	МПа	Кон-та, г/м3	Проект ВНИИГаз	Расчет ВУНИПИГаз	Паспорт ГПУ	Масштаб исслед. ГПУ
1971			20,60		73,15	74,37
1972			20,27		71,99	72,17
1973			20,26		71,96	72,10
1974			20,16		71,62	71,46
1975			19,92		70,81	69,97
1976			19,40		68,78	66,32
1977	0,10		19,31	77,78	67,89	64,77
1978	1,4	96,6	19,27	67,77	65,21	60,35
1979	4,2	284,4	17,76	67,41	62,90	56,83
1980	4,65	293,5	17,3	63,12	60,27	53,14
1981	4,4	279,6	16,55	63,43	58,20	50,49	51,49
1982	4,75	283,9	15,95	59,82	57,13	49,19	49,77
1983	4,63	293,5	15,38	64,34	55,26	47,03	45,31	46,73
1984	4,53	285,1	14,86	62,92	53,47	45,09	45,62	44,49
1985	4,6	267,4	14,6	58,7	51,81	43,39	39,96	41,19
1986	4,55	234,4	13,99	51,5	50,26	34,83	34,74	33,48
1987	4,68	171	13,67	36,4	47,97	32,70	28,11	32,03
1988	4,59	142	13,26	30,9	46,48	31,46	31,83	33,94
1989	4,4	125,5	13,02	29,2	45,84	30,97	33,40	31,32
1990	4,7	116,7	12,39	24,9	43,08	29,04	32,22	32,67
1991	4,43	95,3	12,54	21,5	41,35	27,99	25,98	26,80
1992	3,93	84,5	11,82	21,5	40,38	27,24	25,56	26,09
1993	3,68	79,4	11,17	21,6	38,83	26,05	23,45	25,00
1994	3,31	68,1	10,88	20,56	37,13	24,74	22,91	24,20
1995	3,28	119,3	10,6	36,4	36,73	24,44	20,64	23,46
1996	3,25	105,6	10,4	32,4	35,24	23,30	20,78	22,28
1997	3,22	83,9	10,18	26,05	34,05	22,39	20,14	21,47

Значительное снижение удельного выхода конденсата за 2001 год отмечается по УКПГ-12 на 3,69 г/м3 , а за 1997 -1999г.г. снижение удельного выхода составило 22,36 г/м3.

Средневзвешенное содержание С5+выше в добываемой смеси по масштабным исследованиям по Иховскому нефтегазоконденсатному месторождению за полугодие составило 26,00 г/м3, за год увеличение потенциала на 0,14 г/м3.. Содержание С5+выше в нестабильном конденсате 11,91 г/м3 (за 1998 год было 12,21 г/м3) в газе сепарации -13,68 г/м3 (1998 год -13,65 г/м3 ). Результаты масштабных промысловых газоконденсатных исследований и результаты исследования опорных скважин приведены в таблицах 2.28.

Изменение потенциального содержания углеводородов С5+ при разработке ОГКМ со снижением пластового давления (1) и количеством углеводородов С5+ выделяющихся в пласте (при забойных зонах(2)).

Сепарационная установка «Порта-Тест» используется для исследования смеси получать данные о содержании С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5+, количестве стабильного конденсата, потерях конденсата в пласте, извлекаемых запасов конденсата и для построения изотерм конденсации. Пробы отбираются из сепаратора в баллон объёмом 40*10-3 м3. Объём конденсата (100-200)*106 м3.

Отобранные пробы изучают в системе PVT, то есть в установках УГК-3 или в их аналогах. Для построения изобар конденсации в промысловых сепараторах воспользуемся программой Брусиловского «Расчёт фаз. равновесия без смешения потоков». Расчёт производился на ЭВМ.

УКПГ-12. 2-ая ступень. Зима Тс-01=50С.

1. Р=6,5 МПа Т=-100С КГФ=14,881 г/м3.

2. Р=6,5 МПа Т=00С КГФ=4,897 г/м3.

3. Р=6,5 МПа Т=50С КГФ=1,504 г/м3.

2-ая ступень. Лето Тс-01=50С.

1. Р=7 МПа Т=-100С КГФ=20,491 г/м3.

2. Р=7 МПа Т=00С КГФ=8,762 г/м3.

3. Р=7 МПа Т=50С КГФ=4,388 г/м3.

На основании расчётных данных построены графики зависимости qнк от t.

2.8 Прогнозный расчёт основных показателей системы сбора и транспорта.

1. Расчёт давления на выходе УКПГ то есть на БВН.

Рбвн=vРу^2-(л*с*Тср*Zср*Lшл)/(К*Е^2*Dшл^5) (2.57)

Где Zср=[0,4Lg(Тср/Ткр)+0,73]^Рср/Ркр+0,1*Рср/Ркр (2.58)

Zср -коэффициент сверсжимаемости, определяется по формуле (2.58);

Е -поправочный коэффициент, учитывающий снижение пропускной способности газопровода от наличия в нём жидкости, определяется по формуле:

Е=(1,06+0,233*К0,32/W) (2.59)

К-содержание жидкости в газовом потоке;

W-скорость газа в газопроводе м/с, определяется по формуле:

W=(0,050975*Qci2*Tcp*Zcp) / Dш5*Рcр (2.60)

Где Dш - диаметр шлейфа 10-2 м;

Lш - длина шлейфа, м;

Рср - среднее давление в шлейфе между Рбви и Ру;

Тср - среднее давление в шлейфе между Тбвн и Туст

2 Коэффициент сжимаемости газа на дожимной компрессорной станции также определяется по формуле (2.58) для Рсрдкс. В данном случае Рсрдкс - среднее давление на ДКС, рассчитанное как среднее арифметическое значение между Рвх и Рвых.

2.9 ПРОГНОЗ МОЩНОСТИ ДКС

В настоящее время, на стадии падающей добычи при снижении давления более чем на 10 МПа, осушка газа с использованием НТС оказалось не эффективной, а предусмотрены проектом технологические перевооружения и реконструкции УКПГ использование на этом этапе пропановых, холодильных установок не реализовано, поэтому газопроводы работают в условиях 100% влажности газа и присутствии в трубопроводах свободной влаги.

Дожимные компрессорные станции рассчитаны на перекачку природного газа, содержащего до 4,5% (объемные доли) H2 S, до 1,8% СО2 при 100% влажности, при наличии до 5 гр/нм3 капельной влаги и жидкостных пробок в объеме не более 15м3/ч. Максимальное статистическое давление в трубопроводах и оборудовании составляет 6,6 МПа, температура на выходе в дожимной компрессорной станции до +15 0С, после компрессора +80 0С, после холодильных установок на выходе из ДКС не выше 40 0С.

На принятой в проекте технологической схеме подготовки и компримирования поступающей на ДКС из газопроводов УКПГ - ОГПЗ газ с рабочим давлением 3,0-3,2 МПа по шлейфовым газопроводам D =700мм проходит через первичные сепараторы, предназначенные для выделения из газа основного объема капельной влаги, твердых частиц и жидкости, поступающей в виде жидкостных пробок, подается в подземный коллектор и затем, по технологическим трубопроводам, проходя дополнительную осушку и очистку в фильтрах сепаратора подается в компрессор , предназначенный для повышения давления газа с 3,0 МПа до 6,6 МПа. После компримирования газ, имеющий температуру до 80 0С, охлаждается в холодильных установках обеспечивающих снижение температуры газа ниже 40 0С, поступает в коллекторы D = 1000мм и по шлейфовым трубопроводам D =700 мм возвращается соединительные газопроводы для транспортирования до ОГПЗ.

В состав компрессорной станции входит следующее основное оборудование:

· Узлы подключения ДКС, трубопроводы D=700 мм детали запорнорегулирующей арматуры;

· Входные сепараторы;

· Фильтры сепаратора;

· Компрессоры;

· Воздушные холодильники;

· Установки разгазирования, разделения и перекачки конденсата;

· Факельные системы;

· Стационарные коллекторы.

Расчет мощности ДКС производим для центробежного компрессора по формуле:

Nдкс = (0,139*G*Zcр*Т1) | (з *Mm)* Rm -1 (2.61)

Где

G - расход газа кг/мин.;

Zср - средний коэффициент сжимаемости

Т1 температура газа на выходе, К;

М - молекулярная масса газа;

з - К.П.Д. компрессора;

m = (к-1) / к - показатель адиабаты;

R=Р2 /Р1 - степень сжатия;

Здесь

Р1, Р2 -соответственно давление на выходе и выкиде компрессора, МПа;

G = с Qгод *(109 / (365*24*60)), кг/мин, (2.62)

Здесь

с - плотность газа, кг/м3

Qгод -годовая добыча газа, млрд.м3

Zср = (Z1+Z2) / 2, (2.63)

Здесь

Z1,Z2 - соответственно коэффициент сжимаемости на условия входа

и выкида;

Температура газа на выкиде определяется по формуле:

Т2 = Т1 *(Р2/Р1)*к зпол , К (2.64)

Где

зпол - политропический К.П.Д. компрессора;

Количество агрегатов ГТК -10 определяется по формуле:

n= Nдкс / Ni (2.65)

Исходные данные расчета:

Марка применяемого компрессора - ГТК - 10

Мощность компрессора - Ni = 10 КВТ

К.П.Д. компрессора - з = 0,65

Политропический К.П.Д. - зпол =0,85

Температура на выходе - Т1 = 278 К

Показатель адиабаты - К =1,3

Плотность газа - с = 0,796 кг/м3

Давление на выходе - Р2 =6,6 МПа

Данные расчета сведены в таблицу 2.29

Расчет мощности ДКС

Таблица 2.29

Год	Qr млрд.м3	Рвх, МПа	Степень сатия	Nдкс, КВТ	Кол-во агрегатов
1999	2,8	2,5	2,6	9782	1
2000	2,7	2,2	3	10840	2
2001	2,61	2,1	3,14	10984	2
2002	2,46	1,9	3,47	11394	2
2003	2,32	1,9	3,47	10746	2
2004	2,19	1,8	3,66	10654	2
2005	2,11	1,7	3,88	10791	2
2006	1,99	1,65	4	10439	2
2007	1,88	1,5	4,4	10663	2
2008	1,82	1,4	4,71	10894	2
2009	1,71	1,3	5,07	10823	2
2010	1,62	1,29	5,11	10312	2
2011	1,56	1,16	5,68	10715	2
2012	1,47	1,11	5,94	10409	2
2013	1,39	1,10	6,0	9904	3
2014	1,35	1,10	6,0	9646	3
2015	1,31	1,10	6,0	9334	3

Размещено на Allbest.ru