ниже, над кровлей продуктивного горизонта, - комплекс подземного скважинного оборудования типоразмера 168/114-21 отечественного или зарубежного производства:

ниже комплекса, до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, - подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм.

Комплекс подземного скважинного оборудования должен состоять как минимум из пакера, циркуляционного клапана, посадочного ниппеля, с устанавливаемым в нем забойным клапаном-отсекателем, срезного клапана. При необходимости возможна дополнительная установка в составе лифтовой колонны выше циркуляционного клапана - телескопического соединения и скважинной камеры с устанавливаемым в ней ингибиторным клапаном.

Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами. Исполнение пакера - стационарно-съемное, гидравлического действия.

Срезной клапан предназначен для запакеровки пакера и с целью уменьшения гидроудара при запакеровке должен устанавливаться на конце подпакерного хвостовика.

Посадочный ниппель предназначен для установки в нем забойного клапана-отсекателя в процессе эксплуатации или глухой пробки при ремонте с целью обеспечения противофонтанной безопасности.

Забойный клапан-отсекатель предназначен для перекрытия лифтовой колонны в аварийных ситуациях. Исполнение - съемное, автономного действия. Устанавливается в посадочном ниппеле после вызова притока из пласта.

Циркуляционный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с трубным в процессе ее ремонта.

Ингибиторный клапан предназначен для подачи ингибитора c целью предупреждения гидратообразования или парафиноотложений. Исполнение - съемное. Устанавливается в скважинной камере.

Скважинная камера предназначена для установки в ней ингибиторного клапана в процессе эксплуатации.

Телескопическое соединение предназначено для компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны.

Подпакерный хвостовик предназначен для регулирования местоположения башмака лифтовой колонны относительно интервала вскрытия пласта и транспортировки добываемого флюида из пласта в интервале от срезного клапана до пакера.

Лифтовая колонна предназначена для транспортировки добываемого флюида в интервале от пакера на дневную поверхность.

Для сеноманских скважин рекомендуются комплексы КОС 89/168-35 ТУ 51-338-87 (ВНПО “Союзтурбогаз”, Украина), КПГ 114-35-140 ТУ 26-16-29-77 (ОКБ “Нефтемаш”, Азербайджан), SABL (фирма “Baker Oil Tool, Inc”, США).

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.

Колонная головка предназначена для обвязки устья и подвески эксплуатационной и технических колонн. Исходя из количества обсадных колонн в конструкции скважины следует производить обвязку устья односекционной клиньевой колонной головкой типа ОКК по схеме 1 ТУ 26-02-201-579-76-74 с условным проходом верхнего фланца 280 мм с ручным управлением.

Фонтанная арматура предназначена для обвязки устья и подвески лифтовой колонны, а также транспортировки по ней добываемого флюида. Исходя из производительности скважин следует монтировать на устье фонтанную арматуру типа АФК, оборудованной манометрами и термометром, по схеме 6 ГОСТ 13846-89 с условным проходом ствола и рабочих струн 100 мм с ручным приводом.

5 Специальная часть

5.1 Обустройство куста газовых скважин

Эксплуатационные скважины группируются в кусты из 2-3 скважин с расстоянием между устьями не менее 40 м. Кустовая площадка сеноманских газовых скважин должна располагаться на расстоянии не менее 70 м от кустовой площадки нефтяных скважин.

Устье скважины обвязывается манифольдом, в состав которого должны входить, как минимум, устьевой клапан-отсекатель, быстросъемное сужающее устройство, прямоточные задвижки. Устье скважины должно быть оборудовано двумя задавочными линиями с обратными клапанами и быстросъемными соединениями, а также при необходимости метанолопроводом.

Куст скважин должен быть оборудован факельной линией с вертикальным или горизонтальным факельным устройством (ГФУ), а также измерительной установкой (коллектором) типа Надым-2 или сепаратором.

Газосборный коллектор от скважин куста выполнен в подземном исполнении.

Кустовая площадка оборудована фундаментами под подъемные агрегаты для капитального ремонта скважин, якорями под оттяжки подъемных агрегатов, емкостями под технологические растворы, необходимые для ремонта скважин. В целях предотвращения затопления талыми водами кустовая площадка должна быть отсыпана выше максимального подъема воды, иметь уклон в сторону амбара ГФУ, а в целях исключения снегозаносимости территории и образования “повышенных” объемов талых вод, образующихся при весеннем таянии снега, - не обвалована и иметь подъездные пути.

Существуют принципиальные схемы обвязки устья скважин с различным расположением рабочих струн фонтанной арматуры относительно оси скважин и с использованием амбара ГФУ, построенного при бурении скважин:

традиционная схема обвязки с расположением арматуры параллельно оси скважин;

схема обвязки с расположением арматуры перпендикулярно оси скважин, обеспечивающая снижение потерь давления и некоторое уменьшение металлоемкости за счет устранения ряда поворотов обвязки;

схема обвязки двух эксплуатационных скважин с расположением одной из арматур под углом к оси скважин, что обеспечивает снижение металлоемкости при некотором увеличении размеров самой кустовой площадки;

Оптимальной схемой следует считать схему с расположением арматуры параллельно оси скважин с использованием уже имеющегося амбара ГФУ.

В проекте предусматривается обустройство 33 эксплуатационных скважин на 14 кустах. Наблюдательные скважины (6 шт.) размещаются в контуре газоносности для контроля за разработкой залежи, три из них размещаются на кустовых площадках.

Распределение скважин по кустовым площадкам приведено в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Распределение скважин по кустовым площадкам

Номер куста	Количество скважин в кусте, шт.
	эксплуатационные	наблюдательные	всего
6…11, 14, 15	2	-	2
12	2	1	3
2, 4, 5, 13	3	-	3
3	3	1	4
Одиночные (1Н, 2Н, 3Н, 4Н)	-	4	4

Устья скважин размещаются на расстоянии 40 м друг от друга.

Режим работы скважин - безгидратный.

Выкидные трубопроводы эксплуатационных скважин подключаются к шлейфу.

Обвязка кустов запроектирована на статическое давление газа.

В обвязке устьев скважин предусмотрены клапаны - отсекатели для отключения скважин в случае порыва шлейфа и устройства регулирующие с дистанционным управлением УР 1610АЭ с электрическим приводом для выравнивания давления газа в выкидных трубопроводах скважин. Для обеспечения замера дебита скважин выкидные трубопроводы оборудуются сужающими быстросменными устройствами.

На трубопроводе выхода газа с куста устанавливается дистанционно управляемый шаровый кран наземной установки производства ООО „Самараволгомаш” класса давления 600 с электроприводом для отключения шлейфа.

Газ при выводе скважин на режим отводится для сжигания на горизонтальный факел. На факельном трубопроводе предусмотрен регулирующий штуцер для снижения давления газа. Для проведения работ по исследованию скважин на каждом кусте предусматривается установка коллектора «Надым-2М».

Газ при проведении работ по исследованию скважин возвращается в шлейф или сжигается на факеле.

При глушении скважин подача раствора хлористого кальция предусматривается от передвижного задавочного агрегата и емкостей через задавочные трубопроводы, выведенные к проезду куста. Каждый трубопровод заканчивается арматурой и гнездом конуса для подключения задавочного агрегата.

Проектом предусмотрены: местный замер давления и температуры газа по каждой скважине на выкидном трубопроводе и в шлейфах на выходе с куста, давления газа на факельном трубопроводе после редуцирующего устройства; дистанционный замер расхода, давления и температуры газа по каждой скважине на выкидном трубопроводе, давления и температуры газа в шлейфах на выходе с куста.

Технологические трубопроводы в пределах площадки куста прокладываются надземно на опорах в теплоизоляции, трубопроводы на факел и для подключения задавочного агрегата - без теплоизоляции.

Для обвязки кустов скважин применяются узлы трубопроводов заводского изготовления.

Защита надземных трубопроводов от коррозии предусмотрена лакокрасочными покрытиями, теплоизоляция трубопроводов предусмотрена плитами теплоизоляционными из минеральной ваты на синтетическом связующем.

Выбор труб произведён в соответствии с требованиями “Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности”, трубопроводы запроектированы из труб группы В, сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731-74.

Выбор трубопроводной арматуры осуществлен с учетом статического давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает арматура в процессе эксплуатации. Арматура принята исполнения “ХЛ”.

5.2 Анализ вариантов схем сбора газа

На газовых месторождениях Тюменской области широкое распространение получили две основные схемы промыслового сбора газа - лучевая и коллекторная.

В проекте разработки были предложены четыре варианта промыслового сбора газа:

I вариант - коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по семи коллекторам подается на УКПГ. К одному коллектору подключается 2 куста. Расчетную схему см. рис. 5.1.

II вариант - коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по трем коллекторам подается на УКПГ. К одному коллектору подключается 4 - 6 кустов. Кусты №4 и №9 подключаются к коллектору в 1,3 км. от УКПГ. Расчетную схему см. рисунок 5.2.

III вариант - лучевая схема сбора газа, при которой газ от кустов по шлейфам подается на УКПГ. Расчетную схему см. рисунок 5.3.

IV вариант - коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по двум коллекторам подается на УКПГ. К одному коллектору подключается 7 кустов. Расчетную схему см. рисунок 5.4.

Каждая из рассмотренных схем имеет преимущества и недостатки. Если I и III варианты обеспечивают высокую надежность, II вариант обеспечивает экономию материальных и трудовых ресурсов, то IV вариант обеспечивает значительную экономию материальных и трудовых ресурсов при достаточной надежности.

На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на северных месторождениях Тюменской области (Комсомольское, Губкинское месторождения) и, исходя из технико-экономического расчета и анализа вероятности возможных аварий, для Вынгаяхинского месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к телескопическим коллекторам по IV варианту. Такая схема обеспечивает меньшую металлоемкость, безгидратный, более благоприятный гидравлический и температурный режим транспорта газа и достаточную надежность. Вероятность возможных аварий для коллектора от куста 7 составит 5,66х10-3 случаев в год, для коллектора от куста 10 - 8,19х10-3 случаев в год.

Потребное количество труб и металлоемкость по вариантам см. таблицу 5.2.



Рис. 5.1 1 вариант расчетной схемы сбора газа (по 7 коллекторам)



Рис. 5.2 2 вариант расчетной схемы сбора газа (по 3 коллекторам)



Рис. 5.3 3 вариант сбора газа (по лучевой схеме)



Рис. 5.4 4 вариант расчетной схемы сбора газа (по 2 коллекторам)

Таблица 5.2 Потребное количество труб и металлоемкость по вариантам

Наружный диаметр и	Количество, км.
толщина стенки, мм.	I вариант	II вариант	III вариант	IV вариант
159х4,5	1,651	0,639	-	0,859
219х6	24,742	8,728	9,526	6,443
273х7	16,717	6,791	81,096	7,661
325х8	18,945	4,650	7,680	5,578
426х9	-	17,517	-	3,477
530х9	-	-	-	6,245
Общая протяженность, км.	62,055	38,325	98,302	30,263
Металлоемкость, т.	2765	2511	4504	1965

На газовые месторождениях Тюменской области широкое распространение получили две основные схемы внутрипромыслового сбора газа - лучевая и коллекторная.

Каждая из применяемых схем имеет преимущества и недостатки. Если при лучевой схеме обеспечивается высокая надежность системы и эффективный контроль за работой кустов и скважин, то при коллекторной достигается значительная экономия материальных и трудовых ресурсов при достаточной надежности.

Рассмотрены три варианта внутрипромыслового сбора газа:

- коллекторная схема сбора газа. при которой газ от кустов по семи коллекторам подается на УКПГ. К одному коллектору подключается два-три куста;

- коллекторная схема сбора газа. при которой газ от кустов по пяти коллекторам подается на УКПГ. К одному коллектору подключаются три-пять кустов;

- лучевая схема сбора газа. при которой газ от кустов по 17-20 шлейфам подается на УКПГ'.

Режим работы шлейфов и коллекторов по всем вариантам безгидратный. подача ингибитора гидрообразования от УКПГ к кустам скважин не требуется.

На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на северных месторождениях Западной Сибири и исходя из технико-экономического расчета для Еты-Пуровского месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к пяти коллекторам. Такая схема обладает меньшей металлоемкостью, достаточной надежностью и обеспечивает благоприятный гидравлический и температурный режимы транспорта газа.

Гидравлический расчет газосборных сетей выполнен в соответствии с требованиями ОНТП 51-1-85 с использованием ЭВМ по программе "ОЮКА 2". Расчет произволен на весь период эксплуатации ( 32 года ).

Расчет схемы и подбор диаметров шлейфов и коллекторов выполнен из условия минимальной разницы давлений по более удаленным коллекторам на входе в УКПГ. минимальной разницы транзитного потока и потока от кустов в месте подключения, а также исходя из существующего сортамента труб. В расчетах принят допустимый перепад давления до 6% от устьевого давления газа.

Расчетные схемы газосборных сетей приведены на рис. 5.5.-5.8. потребное количество труб и общая металлоемкость по вариантам в табл. 5.3.

Сопоставление вариантов разработки при указанной цене на газ позволяет рекомендовать третий вариант разработки к практической реализации, предусматривающий уровень годовой добычи газа в объеме 13 млрд.м3 для реализации которого потребуется 3639.91 млн.р. капитальных вложений, в т.ч. 1281,1 млн.р. в бурении и 2312.56 млн.р. в обустройстве.

Таким образом. III вариант обустройства промысла и эксплуатации месторождения характеризуется следующими технико-экономическими показателями:

- срок эксплуатации месторождения - 30 лет;

- накопленная добыча газа - 279,95 млрд.м3;

- число эксплуатационных скважин - 75 шт;

- количество кустов - 18 шт;

- средний дебит скважин - 509 м3/сут;

- объем кап.вложений в обустройство месторождения -2312.56 млн.руб.

- эксплуатациднные затраты за весь период разработки - 15513 млн.руб.

- средняя себестоимость добычи 1000 м3газа- 56,2руб.

- дисконтированная накопленная денежная наличность - 361.44 млн.руб.

- внутренняя норма доходности - 11.44 %

срок окупаемости кап.вложений (с начала строительства) - 10 лет.

Газ от кустов скважин поступает на входные краны пункта переключающей арматуры (ППА), а затем через сборный коллектор условным диаметром 1000мм подается на установку сепарации газа. Сборный коллектор служит одновременно для предварительной сепарации газа от жидкости, особенно при ее пробковом поступлении из системы сбора, и защиты первичных сепараторов. Продувка сборного коллектора осуществляется в общую дренажную емкость.

Отсепарированный газ поступает на ДКС, где проходит вторую ступень очистки в фильтрах-сепараторах и компримнруется до давления, обеспечивающего его подачу в магистральный газопровод. Согласно технологическим показателям разработки ввод ДКС необходим для 1 варианта - с третьего года эксплуатации, для 2, 3 и 4 вариантов - с первого года эксплуатации. Первые два года в первом варианте отсепарированный газ поступает сразу на установку осушки.



Рис. 5.5 1 вариант расчетной схемы сбора газа (по 5 коллекторам)



Рис. 5.6 2 вариант расчетной схемы сбора газа (по 5 коллекторам)



Рис. 5.7 3 вариант расчетной схемы сбора газа (по 5 коллекторам)



Рис. 5.8 4 вариант расчетной схемы сбора газа (по 5 коллекторам)

Таблица 5.3 Потребное количество труб и металлоемкость по вариантам

Наружный диаметр и	Количество, км.
толщина стенки, мм.	I вариант	II вариант	III вариант	IV вариант
720х10	-	-	9,4	10,5
219х6	1,7	0,7	0,9	0,8
273х6	5,3	2,0	1,6	2,6
325х7	18,1	9,9	15,2	18,7
426х9	10,0	21,3	7,3	10,3
530х8	16,7	17,9	18,2	10,5
Общая протяженность, км.	51,8	51,8	52,6	58,8
Металлоемкость, т.	3902	4460	5122	5584

Температурный режим систем сбора определяет технологический режим газа на УКПГ, условия гидратообразования и меры по их предотвращению. Согласно термодинамическим расчетам устьевая температура потока газа в основной период оценивается в 17 0С. Температура смешанного потока в точках врезки кустов определялась на основе теплового баланса. Расчет температурного режима проведен для характерных участков в точках смешения потоков и смены диаметров шлейфов. Результаты расчета температурного режима для II варианта приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3 Температуры гидратообразования

Давление, кг/см2	65	60	55	50	45	40
Температура гидратообразования, 0 С	7,6	6,9	6,1	5,3	4,4	3,4

При пуске кустов в зимний период необходима подачи ингибитора (метанола) на время прогрева шлейфов.

5.3 Анализ эффективности системы подготовки газа

Подготовка газа к транспорту осуществляется в несколько этапов:

1) очистка от механических примесей;

2) осушка газа.

Очистка от механических примесей

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды.

Согласно техническим требованиям на природные и нефтяные газы содержание жидкой взвеси в транспортируемом газе не должно превышать 25--50 г. на 1000 м3 газа. Еще более жесткие требования необходимо предъявлять к содержанию твердой взвеси (не более 0,05мг/м3), которая способствует эрозионному износу технологического оборудования газопроводов. Так, при содержании 5--7 мг/м3 твердой взвеси к.п.д. трубопроводов уменьшается на 3--5% в течение двух месяцев эксплуатации, а при запыленности более чем ЗОмг/м3 трубопровод выходит из строя через несколько часов из-за полного эрозионно-ударного износа.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на:

работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры;

работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

использующие принцип электроосаждения. Данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа.

Наиболее широко используются аппараты «мокрого» и «сухого» пылеулавливания.

Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

На промысле газ проходит очистку в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают, используя свойства выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил при специальной закрутке потока. Поэтому промысловые аппараты очистки делятся на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты бывают вертикальные и горизонтальные. Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуются для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400--1650мм, горизонтальные -- диаметром 400--1500мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости эффективность сепарации составляет до 80%.

Осушка газа.

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к транспорту подразделяются на две основные группы: абсорбция и адсорбция и охлаждение газового потока.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа.

Сорбционные способы осушки газа

Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, стабильность по отношению к газовым компонентам и при регенерации; простоту регенерации, малую вязкость и т.д.

Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и ТЭГ и в меньшей степени ЭГ.

Этиленгликоль (СН2ОН--СН2ОН) -- простейший двухатомный спирт, используется в основном как ингибитор, не применяется для осушки

Диэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН) в химически чистом виде - бесцветная жидкость. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 30--35° С, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений, температура газа которых значительная и в летнее время почти не понижается в коммуникациях до газоосушительных установок, потребовался более сильный влагопоглотитель.

Триэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2- О-СН2-СН2ОН) получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды.

Гликоли хорошо озирают влагу из газов в большом интервале температур.

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа (на 45--50°). Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ вследствие более низкой упругости паров.

Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

Осушка газа твердыми поглотителями

В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяются активированная окись алюминия и боксит, который на 50--60% состоит из Al2O3. Поглотительная способность боксита 4,0--6,5% от собственной массы.

Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа (до --65° С), простота регенерации поглотителя, компактность, несложность и низкая стоимость установки.

Осушка газа молекулярными ситами

Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, так называемые цеолиты. Цеолиты состоят из кислорода, алюминия, кремния и щелочноземельных металлов и представляют собой сложные неорганические полимеры с кристаллической структурой. Форма кристалла цеолита -- куб, на каждой из шести сторон его имеются щели, через которые влага проникает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет свой размер щелей, образованных атомами кислорода. Благодаря этому цеолиты способны резко избирательно сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при адсорбции происходит как бы отсеивание более мелких от более крупных молекул. Мелкие молекулы проникают во внутреннее пространство кристалла и застревают в нем, а крупные молекулы не проходят и, следовательно, не будут адсорбироваться.

Цеолиты, применяемые в виде порошка или гранул размером до 3 мм, обладают высокой пористостью (до 50%) и огромной поверхностью пор. Их активность достигает 14--16 г. на 100 г. цеолитов при парциальном давлении 0,4 мм рт.ст.

Для регенерации молекулярных сит используют сухой газ, нагретый до 200-300° С, который пропускают через слой цеолита в направлении, обратном движению газа при осушке.

Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30% своей поглотительной способности.

Осушка газа охлаждением.

Охлаждение широко применяется для осушки и выделения конденсата и газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа сжижении газов и т.д.

Газ можно охлаждать путем расширения, когда необходимо снижать его давление, а также пропуская через холодильные установки. В условиях Крайнего Севера для охлаждения газа можно использовать низкую температуру окружающего воздуха (в зимнее время).

Процесс расширения с целью понижения температуры осуществляется двумя способами -- дросселированием без совершения внешней работы (изоэнтальпийный процесс) или адиабатическим расширением с отдачей внешней работы (изоэнтропийный процесс).

В тех случаях, когда давления газа на входе в установки низкотемпературной сепарации недостаточно для его охлаждения расширением, устанавливают холодильные установки, заменяющие или дополняющие узел расширения. Необходимая температура сепарации может обеспечиваться за счет установки дополнительных теплообменников-рекуператоров и холодильников. Для предупреждения гидратообразования перед теплообменником в поток сырого газа впрыскивается гликоль. Предусмотрен также ввод ингибитора.

Рассматривая рациональную область применения указанных способов осушки и извлечения конденсата из природных и попутных газов, необходимо отметить, что осушку весьма тощих газов (чисто газовых месторождений) целесообразно вести с применением диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, активированного боксита и цеолитов. Применять другие методы нерентабельно. Если же требуется только частичное удаление влаги из газа (получение точек росы не ниже --10° С), лучше применять гликоли. Для более глубокой осушки, а также при необходимости получения отдельных фракций желательно осушку вести активированным бокситом или цеолитом. Осушку и извлечение конденсата из газа газоконденсатных месторождений, в газах которых находится достаточно много конденсата, как правило, наиболее выгодно производить на установках низкотемпературной сепарации. При этом эффективность использования низкотемпературной сепарации газа зависит от начального давления и темпов его падения.

Для подготовки газа целесообразно применение метода абсорбционной осушки газа с использованием в качестве абсорбента триэтиленгликоля (ТЭГа) концентрации 98,5 массовых.

Метод абсорбционной осушки газа имеет ряд преимуществ: непрерывность, гибкость работы в условиях зимы и лета за счет изменения концентрации и количества ТЭГа; полная автоматизация технологического процесса; меньшие потери давления в абсорберах; отсутствие низконапорного газа, подлежащего утилизации с применением компрессорных агрегатов; меньшая металлоемкость основного оборудования; возможность работы в широком диапазоне давлений и нагрузок.

Применение для осушки газа ТЭГа, а не диэтиленгликоля (ДЭГа) основано на анализе сравнительных показателей абсорбентов (технические преимущества, физико-химические свойства, осушающая способность).

На основе анализа выявлены преимущества ТЭГа: более глубокая осушка газа, меньшие потери от уноса с газом и от термического разложения, лучшая регенерируемость, сокращение расхода топливного газа на регенерацию.

ТЭГ имеет более высокую температуру начала термического разложения (206С), ДЭГ-(164С). Применение ТЭГа позволяет использовать установку атмосферной регенерации, для регенерации ДЭГа необходима более дорогостоящая установка вакуумной регенерации. Возможность нагрева ТЭГа до более высоких температур позволяет уменьшить остаточное количество конденсата в регенерированном растворе.

Применение более вязкого ТЭГа позволяет сократить его унос с осушенным газом с 15 до 7г/1000м3. ТЭГ имеет по сравнению с ДЭГом более высокую температуру вспышки паров (158С и 135С соответственно) и воспламенения (170С и 143С), что снижает пожарную опасность объекта.

Гликоли относятся к веществам с относительно низкой токсичностью. При этом ТЭГ считается менее токсичным, что объясняется меньшим значением давления насыщенных паров. Таким образом, применение ТЭГа обеспечивает повышение безопасности эксплуатации и экологичности технологических установок.

Проектом предусматривается подготовка газа месторождения к транспорту совместно с газом Етыпуровского месторождения на УКПГ, расположенной на Вынгаяхинском месторождении.

Рассматриваемый вариант совместной подготовки газа Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений на УКПГ Вынгаяхинского месторождения по сравнению с раздельной подготовкой газа на месторождениях имеет свои преимущества и недостатки.

К недостаткам относятся:

- строительство дополнительной установки сепарации для газа Етыпуровского месторождения на УКПГ;

- увеличение диаметра межпромыслового газопровода от Етыпуровского месторождения с Ду 1000 до Ду 1200 мм.;

- увеличение мощности ДКС в связи с большими потерями давления в межпромысловом газопроводе при подаче газа с Етыпуровского месторождения под собственным давлением по сравнению с подачей под давлением ДКС;

- дополнительный расход метанола на ингибирование межпромыслового газопровода;

- увеличение ёмкости склада метанола на Етыпуровском месторождении.

К преимуществам относятся:

- концентрация мощностей по подготовке и компримированию газа на одной площадке с размещением объектов инфраструктуры и инженерного обеспечения;

- использование для осушки газа оборудования большой производительности;

- уменьшение количества резервного оборудования установки осушки газа, регенерации ТЭГа и ДКС;

- использование одного типа газоперекачивающих агрегатов;

- сокращение сроков строительства УКПГ и ДКС при размещении их на одной площадке;

- сокращение площадей застройки УКПГ, ДКС, ОБП при размещении их на одной площадке;

- возможность использования единой установки регенерации ТЭГа;

- отсутствие необходимости завоза ТЭГа для осушки газа на Етыпуровское месторождение;

- сокращение площадей строительства на Етыпуровском месторождении приводит к уменьшению экологического ущерба.

В проекте обустройства Вынгаяхинского месторождения предусматриваются следующие объекты основного технологического назначения:

кусты газовых скважин;

УКПГ;

дожимная компрессорная станция (ДКС).

Газ от кустов скважин по шлейфам и двум сборным коллекторам под собственным давлением подаётся на УКПГ. Прокладка газосборных сетей принята подземная, режим работы - безгидратный, запас температур газа от равновесной температуры гидратообразования составляет 2-40С.

Газ Етыпуровского месторождения из межпромыслового газопровода поступает на установку сепарации газа.

Газ обоих месторождений не содержит вредных примесей, содержание углеводородного конденсата незначительно, поэтому для его подготовки к транспорту в соответствии с ОСТ 51.40-93 необходима очистка от мехпримесей и воды до точки росы по воде в зимний период - минус 20С, в летний период - минус 10С.

Очистка газа от капельной влаги и мехпримесей на УКПГ производится в сепараторах производительностью 10 млн.м3/сут. каждый, рекомендуемое число аппаратов выбирается с учётом разницы давлений отдельно для каждого месторождения: для Вынгаяхинского - две штуки, для Етыпуровского - четыре штуки и один общий резервный сепаратор.

Для осушки газа предусмотрено семь абсорберов (один резервный) производительностью 10 млн.м3/сут. каждый.

В связи с тем, что в составе газа после ДКС с пятого года эксплуатации появляется капельная жидкость (до 0,45м.3/час) в абсорберах необходимо увеличить высоту массообменной части по сравнению с аналогом (ГП1467.02.00.000), для снижения уноса с газом ТЭГа - применить регулярную насадку.

Насыщенный триэтиленгликоль с концентрацией 95,4 % подается на установку атмосферной регенерации.

После регенерации ТЭГ возвращается в технологический процесс.

Для восполнения потерь ТЭГа предусмотрена его подача со склада. Величина потерь ТЭГа - 10 г на 1000 м3 газа - принята согласно данных ООО «Ноябрьскгаздобыча», полученных при эксплуатации Губкинского УКПГ. Максимальный годовой расход ТЭГа составляет 200 т/год. Для осушки газа в технологическом процессе циркулирует от 23,5 т/сут. ТЭГа в первые годы до 456 т/сут. ТЭГа в конце периода постоянной добычи газа.

При работе без ДКС газ после установки сепарации поступает на установку осушки.

В связи с низким пластовым давлением газа Вынгаяхинского месторождения для обеспечения необходимого давления газа в точке врезки в магистральный газопровод требуется ввод ДКС с третьего года эксплуатации.

Подключение ДКС предусмотрено между установкой сепарации газа и установкой осушки газа. При работе с ДКС газ с расчетной температурой 25С (летом) и 15С (зимой) поступает в абсорберы для осушки.

Для комплексной подготовки газа применяется оборудование, разработанное ЦКБН и поставленное на промышленное производство.

Предусматривается коллекторная схема подключения сепараторов и абсорберов, позволяющая выполнять ремонтные работы одного аппарата без остановки других. Для предупреждения гидратообразования в обвязке оборудования установки сепарации газа предусмотрена подача метанола во входные потоки газа перед арматурой, отключающей газосборные коллектора, и на вход каждого сепаратора. Подготовленный к транспорту газ подаётся через пункт измерения расхода в трубопровод внешнего транспорта Ду 1000 мм. Структурная схема УКПГ приведена на рисунке 5.5. Технологические показатели разработки и параметры газа Вынгаяхинского месторождения приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Технологические показатели разработки и параметры газа

Год разработки	Добыча, млрд. м3	Дебит скважин, тыс. м3/ сут.	Фонд скважин, шт.	Давление, МПа	Температура, 0 С
				устьевое	на входе в сепаратор	устьевая	на входе в сепаратор	Гидратообразования в шлейфах
1	1	422	7	6,75	6,65	13,2	10,6	8,6
2	3,5	469	22	6,44	6,14	13,3	10,8	8,0
3	5,0	447	33	6,16	5,85	13,3	10,6	7,5
4	5,0	447	33	5,89	5,58	13,3	10,6	7,1
5	5,0	447	33	5,63	5,31	13,3	10,6	6,6
6	5,0	447	33	5,39	5,05	13,3	10,6	6,1
13	5,0	448	33	3,66	3,07	13,3	10,6	1,6
21	2,342	225	27	1,89	1,60	6,7	4,4	-4,2
28	0,662	86	20	1,00	0,92	2,6	0,8	-8,9



Размещено на http://www.allbest.ru/



Пластовая вода из сепараторов направляется в дегазаторы и после разгазирования - на очистные сооружения, максимальная концентрация метанола составляет до 1,75% объёмных.

В составе УКПГ для сброса газа перед ремонтами и при авариях предусмотрена свеча рассеивания, т.к. газ месторождения легкий (относительная плотность 0,564), постоянные сбросы газа отсутствуют, в сбросах отсутствуют вещества 1 и 2 класса опасности, кроме того, плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании газа превышает плату за выбросы без сжигания в 5 раз.

Для слива жидких продуктов из оборудования на период ремонтов предусмотрены дренажные ёмкости.

5.4 Установка комплексной подготовки газа

Технология комплексной подготовки газа к транспорту включает следующие процессы:

- сепарацию газа для очистки от капельной жидкости, выносимой из пласта;

- абсорбционную осушку газа раствором ТЭГа;

- регенерацию ТЭГа и возвращение его в технологический процесс осушки газа;

- дистанционное отключение коллекторов от УКПГ и переключение их на свечу;

- защиту технологического оборудования от превышения давления;

- подогрев и редуцирование газа на собственные нужды;

- замер количества осушенного газа и подачу в магистральный газопровод;

- аварийное опорожнение установок и рассеивание газа на свече;

- хранение ТЭГа, метанола и использование их в технологическом процессе.

Для осуществления названных процессов в составе УКПГ предусмотрены следующие технологические объекты:

- установка переключающей арматуры и сепарации газа;

- установка осушки и регенерации ТЭГа;

- пункт измерения расхода газа;

- дренажные ёмкости;

- свеча рассеивания;

- внутриплощадочные технологические трубопроводы.

Установка переключающей арматуры; оборудование для сепарации и осушки газа, регенерации ТЭГа, подготовки газа на собственные нужды; пункт измерения расхода газа размещаются в отдельных цехах (зданиях); дренажные ёмкости - на открытой площадке.

5.4.1 Цех входа и сепарации газа

Газ от кустов скважин Вынгаяхинского месторождения по коллекторам и газ Етыпуровского месторождения по трубопроводу Ду 1200 мм. поступает на установку входа и сепарации газа, включающую узлы переключающей арматуры, семь сепараторов производительностью 10 млн. м3/сут. каждый, два дегазатора для сбора пластовой воды.

Узлы переключающей арматуры предназначены для:

- подключения газосборных коллекторов от кустов скважин к общему сборному коллектору и трубопровода Ду 1200 мм. и распределения подачи газа по сепараторам;

- дистанционного отключения газосборных коллекторов от УКПГ и переключения их для продувки на свечу;

- распределения и регулирования подачи метанола.

Каждый коллектор входа газа в цех оборудуется пневмогидрокраном, который служит для отключений коллектора и цеха, в том числе и аварийных; ручным краном для продувки газосборного коллектора на свечу; электроприводной арматурой для ввода метанола. Газосборные коллектора Вынгаяхинского месторождения дополнительно оборудуются ручными кранами - регуляторами для выравнивания давления на входе и подключаются к общему сборному коллектору Ду 700 мм.

На каждом коллекторе входа газа производится замер температуры и давления газа с передачей данных в операторную.

При падении давления газа в газосборных коллекторах до отсекающих кранов производится автоматическое отключение коллекторов, при превышении давления выше допустимого - 7,5 МПа - выдаётся аварийный сигнал.

Общий сборный коллектор служит одновременно для предварительной сепарации газа от жидкости, особенно при ее пробковом поступлении из системы сбора, и распределения газа по сепараторам. Слив жидкости из общего сборного коллектора осуществляется в дренажную емкость.

Из общего сборного коллектора газ поступает в сепараторы.

В сепараторах производится отделение механических примесей, солей, улавливание капельной жидкости, выносимой из пласта, и частично метанола путём промывки рефлюксной водой. Сепараторы применены по типу ГП 1467.02.00.000 с промывочной секцией для снижения засоления ТЭГа.

Равномерная загрузка сепараторов по сырому газу производится с помощью электроприводных кранов-регуляторов КлР 2.8…КлР 2.14, установленных на трубопроводах выхода газа из сепараторов, по расходу газа, за счёт отбора газа из общего сборного коллектора.

На входе и выходе газа из каждого сепаратора установлены пневмогидрокраны с дистанционным управлением, позволяющие осуществить аварийную остановку сепаратора.

Газ после сепарации поступает на установку осушки газа или на ДКС.

Уловленная в сепараторах жидкость поступает в дегазатор Д 1 и после разгазирования - на очистные сооружения.

Газ из дегазаторов используется на собственные нужды.

Предусмотрена подача метанола для предотвращения гидратообразования в общем сборном коллекторе и сепараторах.

Распределение подачи метанола осуществляется по системе трубопроводов с помощью электрозадвижек, регулирование - насосов с регулируемой подачей.

При ремонтах освобождение технологического оборудования и трубопроводов от газа осуществляется на свечу рассеивания, жидкость сливается в дренажную ёмкость. Предусмотрены узлы учёта всех сбрасываемых продуктов.

В качестве регулирующей арматуры применены: краны-регуляторы расхода газа - шаровые краны с электроприводом и краны-регуляторы давления Вынгаяхинского газа - ручные шаровые краны наземной установки производства ООО „Самараволгомаш” класса давления 600; регуляторы уровня жидкости в сепараторах и дегазаторах и давления газа в дегазаторах - арматура с электроприводом, входящая в состав блоков оборудования разработки ЦКБН.

Компоновка оборудования в помещении одноярусная. Для механизации грузоподъемных работ при ремонтах установлен ручной подвесной кран.

5.4.2 Цех осушки газа и регенерации ТЭГа

В цехе выделены:

- помещение осушки газа;

- помещение огневых регенераторов;

- помещение насосно - емкостного оборудования.

Газ после сепарации или от ДКС поступает на общую установку осушки газа, состоящую из семи абсорберов (один резервный) с арматурными блоками.

Равномерная загрузка абсорберов производится с помощью электроприводных кранов-регуляторов КлР 3.15…КлР 3.21, установленных на трубопроводах выхода газа из абсорберов, по расходу газа; производится регулирование уровня насыщенного ТЭГа, замер и регулирование подачи регенерированного ТЭГа.

В абсорберах газ осушается РТЭГом концентрацией 98,5%.

РТЭГ подается в абсорберы насосами, установленными для удобства обслуживания в помещении осушки газа. Регулирование подачи РТЭГа осуществляется с помощью замерных устройств и регулирующих клапанов, входящих в состав арматурных блоков.

НТЭГ из помещения осушки газа по коллектору подается на регенерацию.

Осушенный газ после абсорберов поступает на пункт измерения расхода газа.

На входе и выходе газа из каждого абсорбера установлены пневмогидрокраны с дистанционным управлением, позволяющие осуществить аварийную остановку абсорбера и цеха. Предусмотрено освобождение каждого абсорбера на свечу рассеивания, жидкость сливается в дренажную емкость.

В помещении осушки газа размещён узел подготовки газа на собственные нужды, включающий теплообменник, узлы редуцирования и замера количества газа.

В качестве дистанционной регулирующей арматуры применены: краны-регуляторы расхода газа - шаровые краны с электроприводом наземной установки производства ООО „Самараволгомаш” класса давления 600; регуляторы подачи РТЭГа и уровня НТЭГа в абсорберах - арматура с электроприводом, входящая в состав блоков оборудования разработки ЦКБН.

Компоновка оборудования в помещении осушки газа одноярусная. Для механизации грузоподъемных работ при ремонтах установлен ручной подвесной кран.

Для слива ТЭГа при аварии и перед ремонтом оборудования рядом с помещением осушки газа размещается дренажная емкость.

В помещениях насосно-емкостного оборудования и огневых регенераторов размещены: дегазаторы, блоки фильтров и аппарата магнитной обработки, теплообменники, блоки регенерации, арматурные блоки, сборник солей, конденсаторы воздушные, емкость разделителя рефлюкса, насосы орошения, горячие насосы.

Для регенерации ТЭГа используются блоки с огневыми испарителями БОР 1 по типу ГП 1467.08.00.000-01 производительностью 20 м3/час каждый.

Предусматривается коллекторное подключение оборудования.

Компоновка оборудования в помещении насосно-емкостного оборудования одноярусная, в помещении огневых регенераторов - двухъярусная. На первом ярусе размещены блоки регенерации ТЭГа и блоки горячих насосов, на втором - установлены арматурные блоки и сборник солей.

Для механизации грузоподъемных работ при ремонтах установлены ручные подвесные краны.

Оборудование, трубопроводы и арматура с температурой более 45С теплоизолируются.

Для слива ТЭГа при аварии и перед ремонтами оборудования рядом с помещением огневых регенераторов размещается дренажная емкость.

5.4.3 Пункт измерения расхода газа

После осушки газ поступает на пункт измерения расхода газа, предназначенный для коммерческого замера расхода.

Пункт измерения расхода газа выполнен в соответствии с нормами для коммерческого замера расхода - РД 50-213-80, ГОСТ 8.563.1-97...ГОСТ 8.563.3-97 и состоит из четырёх рабочих замерных линий (одна резервная), оборудованных устройствами быстросменными сужающими типа УСБ Ду 700мм.; Ру8 МПа, предназначенными для измерения перепада давления на диафрагме, а в комплекте с дифманометром - для измерения расхода газа.

Замерные устройства расположены в отапливаемом здании, отключающая арматура - на открытой площадке.

Для проведения ремонтных работ предусматривается сброс давления с каждой линии на свечу.

5.4.4 Дренажные ёмкости

Для слива жидких продуктов (пластовой воды, ТЭГа) из оборудования и трубопроводов при аварии и перед ремонтом рядом с цехами предусмотрены подземные дренажные ёмкости объёмом 12,5 и 40 м3 с электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении и свечами рассеивания с огнепреградителем. По мере накопления продукт из емкостей откачивается: пластовая вода - на утилизацию через узел учёта, расположенный в цехе входа и сепарации газа, ТЭГ возвращается в технологический процесс.

5.4.5 Свеча рассеивания

Для освобождения от газа технологического оборудования при подготовке к ремонту, для продувки коллекторов и сброса газа в аварийных ситуациях предусматривается свеча рассеивания Ду 500 мм.

Диаметр свечи рассеивания определён по максимально допустимой скорости истечения газа в атмосферу в соответствии с требованиями ВНТП 01-81. Высота свечи, равная 40 м, обеспечивает эффективное рассеивание сбрасываемого газа, исключает образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Максимальная приземная концентрация метана (равная 0,98 ПДК), достигается на расстоянии 1700 м от свечи рассеивания.

5.4.6 Внутриплощадочные трубопроводы

На площадке УКПГ основные газовые коллекторы прокладываются подземно, трубопроводы замерных линий на пункте измерения расхода газа - надземно, технологические трубопроводы - надземно на отметке не менее 2,2 м от уровня земли и 5 м над дорогами.

Предусмотрена возможность временной подачи газа в газопровод, минуя цех осушки газа.

На газовом коллекторе предусмотрена установка крановых узлов в укрытии для подключения ДКС.

Все трубопроводы прокладываются с учетом их тепловых удлинений, которые компенсируются принятой конфигурацией или П-образными компенсаторами.

На трубопроводах входа метанола и ТЭГа в цеха устанавливаются электроприводные задвижки, автоматически закрывающиеся при пожаре.

Трубопроводы и арматура с температурой более 45С теплоизолируются.

Подземные трубопроводы покрываются антикоррозионной изоляцией усиленного типа согласно СНиП 2.05-06-85* и ГОСТ Р 51164-98, надземные трубопроводы - лакокрасочными покрытиями, теплоизоляция трубопроводов предусмотрена плитами теплоизоляционными из минеральной ваты на синтетическом связующем.

Выбор труб выполняется в соответствии с требованиями “Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности”, трубопроводы запроектированы из труб группы В сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731-74.

5.5 Дожимная компрессорная станция

Дожимная компрессорная станция (ДКС) предназначена:

для обеспечения необходимого давления газа в точке подключения к магистральному газопроводу.

для поддержания давления газа и расчетной производительности абсорберов установки осушки газа.

Подключение ДКС выполнено до УКПГ. ДКС размещается на площадке, смежной с УКПГ.

Преимущества использования газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-16С следующие:

агрегаты позволяют в одном и том же корпусе компрессора устанавливать сменные проточные части, что требуется для изменения степеней сжатия ДКС и полной загрузки рабочих ГПА на весь период эксплуатации месторождения;

ГПА-Ц-16С является одним из наиболее экономичных агрегатов, выпускаемых в России и на Украине. В "Концепции энергосбережения в ОАО "Газпром" на 2001-2002годы" представлены технические показатели ГПА нового поколения производства российских и украинских фирм. КПД ГПА-Ц-16С с двигателем ДГ-90 составляет 34%.

Газодобывающие объекты Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождения входят в состав ООО"Ноябрьскгаздобыча", где имеются аналогичные газоперекачивающие агрегаты на ДКС Комсомольского и Губкинского газовых месторождений. Унификация типов ГПА облегчает и делает более экономичным обслуживание и ремонт агрегатов.

В составе ДКС предусматриваются следующие здания и сооружения:

· установка очистки газа;

· установка компримирования газа;

· установка охлаждения газа;

· установка подготовки топливного и импульсного газа;

· емкость дренажная, V=8м?;

· площадка свечей;

· маслохозяйство;

· вспомогательные объекты.

По предлагаемому варианту строительство ДКС осуществляется в три очереди.

Первая очередь строительства предусматривает ввод:

· семи ГПА на конечное давление 7,45МПа,

· установки очистки газа,

· установки охлаждения газа из тридцати семи АВО,

· установки подготовки топливного и импульсного газа на полное развитие ДКС,

· вспомогательных объектов, рассчитанных на полное развитие ДКС.

Вторая очередь строительства предусматривает ввод четырех ГПА на конечное давление 5,49МПа.

Прокладка основных технологических газопроводов по площадке ДКС предусматривается подземная, трубопроводы топливного и импульсного газа прокладываются надземно.

Узел подключения ДКС предусмотрен в составе УКПГ и состоит из входного крана №7, выходного крана №8, крана №38 на байпасной линии и обводных кранов №7', №8' и №38', предназначенных для заполнения контура ДКС и выравнивания давления перед открытием основных кранов.

Газ по газопроводу диаметром 1220 мм. после первой ступени очистки на УКПГ поступает на установку второй ступени очистки (УОГ), затем по трубам диаметром 1020 мм. поступает к ГПА.

Схема подключения ГПА - параллельная, коллекторная, с секционированием по ступеням сжатия, каждый агрегат имеет отключающую арматуру.

Для нормальной работы ГПА к ним подводятся:

- топливный и импульсный газ от установки подготовки топливного и импульсного газа;

- масла чистые со склада ГСМ.

Схемой предусматривается работа ГПА в режиме “кольцо” (краны №6р, №6'р и № 6''р) и защита от превышения давления газа на выходе.

Запуск ГПА производится через пусковой контур и систему противопомпажной защиты.

Для продувки технологических газопроводов на общую свечу при остановке ДКС предусматриваются краны №17, №18, для продувки ГПА на индивидуальные свечи - краны №5, для продувки контуров ГПА на индивидуальные свечи - краны №9.

После сжатия до расчетного давления газ по трубопроводам диаметром 1020мм. подается на установку охлаждения газа.

Обвязка аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) - предусмотрена коллекторной, с секционированием по ступеням сжатия, каждый аппарат имеет ручную отключающую арматуру. К установке охлаждения газа подводится импульсный газ для управления кранами.

5.5.1 Установка очистки газа

В состав установки очистки газа входят блоки фильтров - сепараторов по типу ГП 835.00.00.000-07 разработки ЦКБН. Основные технические характеристики указаны в таблице 5.5.

Фильтры-сепараторы предназначены для очистки природного газа от жидкости и механических примесей с целью защиты нагнетателей ГПА.

Фильтры-сепараторы устанавливаются в здании. Размеры здания 54,4х 18,0 (м.) Для производства ремонтных работ в здании предусмотрена таль грузоподъемностью 1т.

Согласно графика зависимости производительности фильтра-сепаратора от рабочего давления на полное развитие ДКС (с 2014 года) требуется пять фильтров-сепараторов(4 рабочих, 1 резервный), на первую очередь строительства - 4 шт. (3 рабочих, 1 резервный).

Таблица 5.5 Основные технические характеристики фильтра-сепаратора

Наименование

Подобные документы

• Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

  Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013
  

• Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

  Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
  

• Определение режима разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

  Разработка газовых месторождений. Геолого-техническая характеристика месторождения. Продуктивные пласты и объекты. Состав газа Оренбургского месторождения. Обоснование конструкций фонтанных подъемников. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 14.08.2012
  

• Рославльское нефтяное месторождение

  Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района. Климатические условия месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов.
  
  дипломная работа [756,3 K], добавлен 03.09.2010
  

• Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

  Геологическое строение Ямбургского месторождения: краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение зон возможного гидратообразования сеноманской залежи, расчет расхода ингибитора. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 17.09.2011
  

• Разработка Южно-Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
  
  отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
  
  дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
  

• Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

  Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
  

• Анализ технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ-1В Ямбургского месторождения

  Геологическая изученность и история открытия месторождения, его строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология. Состояние разработки месторождения. Конструкция и оборудование скважин. Анализ технологии подготовки валанжинского газа.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 19.07.2013
  

• Ватьеганское месторождение

  Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Ватьеганского месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов. Приборы, применяемые при исследовании скважин. Требования к технологиям и производству буровых работ.
  
  дипломная работа [2,1 M], добавлен 12.01.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам