Сопоставление сложившихся темпов отбора газа с текущими запасами свидетельствуют о необходимости перераспределения отборов газа как по площади так и по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса.

3.4 Анализ разработки Уренгойского месторождения

В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую площади, объединенные общим контуром газоносности. В разработке находятся Уренгойская и Ен-Яхинская площади. Основные запасы газа Уренгойского месторождения сосредоточены на собственно Уренгойской площади -73,3 %, на долю Ен-Яхинской площади приходится 15,3 %, и Песцовой - 11,4 %.

Начальные запасы газа по Уренгойскому месторождению пересматривались в ГКЗ в 1970 г., 1979 г., 1989 г. Утвержденные запасы газа по площадям составляют:

-Уренгойская площадь 5226,8 млрд.м3;

-Ен-Яхинская площадь 1706,0 млрд.м3;

-Песцовая площадь 739,2 млрд.м3;

-Итого 7672,0 млрд.м3.

Подтвержденные разработкой и принятые для проектирования (протоколы ЦКЗ РАО “Газпром” от 31.03.95 года и № 37-р/97 от 12.08.97 года) запасы газа составляют:

-Уренгойская площадь 4850,0 млрд.м3;

-Ен-Яхинская площадь 1010,0 млрд.м3;

-Песцовая площадь 758,5 млрд.м3;

-Итого 6618,5 млрд.м3.

Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978 года. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя», выполненного ВНИИГазом и ТНГГ в 1998 году и утвержденного протоколом Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО «Газпром» № 22-К/98 от 22.06.98 года.

Подготовка газа осуществляется на 14 УКПГ начальной проектной производительностью 235 млрд.м3, в работе 14 ДКС I очереди, 14 ДКС II очереди. В 1999 году завершено строительство II очередей дожимных компрессорных станций на месторождении.

С начала разработки из залежи отобрано 3974,8 млрд.м3 или 60,1 % от запасов, подтвержденных разработкой, в том числе:

-Уренгойская площадь 3373,0 млрд.м3 или 69,5 %;

-Ен-Яхинская площадь 601,7 млрд.м3 или 59,6 %.

Общий фонд скважин составляет 1282 единицы (увеличился в течение года на 24 ед.) , в том числе:

-эксплуатационный 1047 скв.;

-действующий 995 скв.;

-бездействующие 27 скв.;

-ожидающих подключения 25 скв.;

-в консервации 9 скв.;

-наблюдательные 133 скв.;

-пьезометрические 47 скв.;

-поглощающие 33 скв.;

-ожидающих ликвидации 3 скв. ;

-ликвидированы 10 скв.

Фактический действующий фонд ниже проектного на 63 скважины, в том числе по площадям:

-Уренгойская площадь 22 скв.;

-Ен-Яхинская площадь 41 скв.

Бездействующий фонд составляет 27 скважин, в том числе по причинам:

- обводнение продукции 23 скв.;

- низкие ФЕС 3 скв.;

- технические причины 1 скв.

В консервации находится девять скважин по причине обводнения продукции.

В течение 1999 года отбор газа в целом по месторождению составил 166,9 млрд.м3, что выше проектного на 3,5 млрд.м3. По площадям наблюдается несоответствие отборов проектным, так по Уренгойской площади увеличены на 8,0 млрд.м3 (за счет увеличения отборов в III квартале) и уменьшены отборы по Ен-Яхинской площади на 4,5 млрд.м3 в связи с поздним вводом ДКС - II очереди на УКПГ-11, 13 и недостаточным количеством фонда действующих скважин (41 скв.). Текущие дебиты скважин практически соответствуют проектным и составляют 430-520 тыс.м3/сут.

Сеноманская залежь Песцовой площади планируется вводом в разработку в 2004 году. Размеры залежи по начальному контуру газоносности составляют:

- длина залежи - 29 км;

- ширина - до 50 км (с Санской площадью);

- этаж газоносности - 82 м.

Залежь сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа, температура-340 С. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с отметками от -1185 м на юго-западе до -1200 м на северо-востоке залежи.

Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1989 году и составляют 739,2 млрд.м3 (В+С1). Приняты для проектирования запасы газа в объеме 758,5 млрд.м3 (с Санской площадью).

Проектом разработки сеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд.м3. Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145 эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин. Система сбора газа - коллекторная с теплоизоляцией каждого шлейфа. Система подготовки газа - абсорбционная, с применением зарекомендовавших себя многофункциональных аппаратов ГП-365 в блочном исполнении.

Замер пластового давления в скважинах № 03 (12,12 МПа), № 04 (11,9 МПа), № 05 (11,7 МПа), № 06 (11,86 МПа), № 08 (11,92 МПа), № 010 (11,9 МПа), № 07 (11,46МПа), Р-3 (12,08 МПа) и 16030 (12,0 МПа) подтверждает предположение об охвате дренированием запасов газа Песцовой площади.

3.4.1 Контроль за разработкой

Контроль за разработкой осуществляется геолого-промысловыми, гидрохимическими и геофизическими методами.

Исследовательские работы выполняются геологической службой УГПУ. Специальные виды исследований (определение предельно-допустимых депрессий) проводятся совместно с НТЦ.

Промыслово-геофизические исследования проводятся ПО “Севергазгеофизика” по заявкам геологической службы согласно плана-графика исследовательских работ. Охват исследованиями составил 3,67 иссл./скв. и проведено 4626 различных видов исследований.

месторождение конденсат уренгойский газ

3.4.2 Контроль за изменением пластового давления

Для контроля за изменением пластового давления произведено 1883 замера статического давления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся под давлением. По результатам пересчета на пластовое давление построена текущая карта изобар.

Построенная на 1.01.2000 года карта изобар свидетельствует о формировании двух пологих депрессионных воронок, приуроченных к зоне эксплуатационных скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей. На Уренгойской площади минимальное пластовое давление составляет 3,61-3,8 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ-4, 5, максимальное - на Таб-Яхинском участке (9,36 МПа-скв.№ 59). На Ен-Яхинской площади минимальное пластовое давление 4,59 МПа приурочено к зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12, максимальное -- 10,54 МПа (наблюдательная скважина № 1100).

Средневзвешенное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:

Уренгойская площадь-- 4,57 МПа, что выше проектного на 0,26 МПа;

Ен-Яхинская площадь-- 5,76 МПа, что выше проектного на 0,08 МПа.

Глубина депрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,5 МПа, по Ен-Яхинской - 3,0 МПа.

Для определения добычных возможностей и разработки технологического режима работы скважин проведено:

исследований по стандартной методике -423;

исследований без выпуска газа в атмосферу - 22;

комплексных исследований на продуктивность

с отбором проб на режимах -114;

на вынос механических примесей -675;

глубинных замеров -82.

Замер рабочих параметров и контроль за техническим состоянием устья скважин выполнялся 1 раз в месяц.

В текущем году продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которых начинается разрушение призабойной зоны, проведено 51 специальное исследование. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,1 до 0,4 МПа по зонам УКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.2000 года 399 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, причем количество за последние шесть лет увеличилось в 9,6 раза. Для определения профиля притока, рабочих депрессий, проведено 51 промыслово-геофизическое исследование в газовой среде.

Сопоставляя удельные отборы газа по зонам УКПГ можно все месторождение разделить на три категории:

-со снижающимися удельными отборами УКПГ-1, 2;

-с постоянными удельными отборами УКПГ-3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 13;

-с увеличивающимися удельными отборами УКПГ-1АС, , 11, 12;

По зонам УКПГ Уренгойской площади удельные отборы газа изменяются от 33,5 на УКПГ-56 до 50 млрд.м3/МПа. на УКПГ-9 .

По Ен-Яхинской площади удельные отборы газа изменяются от 2,25 на УКПГ-12 до 45,4 млрд.м3/МПа. на УКПГ-11. Незначительные и постоянно растущие удельные отборы газа по Ен-Яхинской площади свидетельствуют о слабой отработке периферийных участков залежи. Снижение удельных отборов газа по зонам УКПГ-1, 2 может свидетельствовать как об отсутствии подтока газа из соседних зон месторождения, так и о слабом подтоке газа с периферийных участков этих УКПГ.

3.4.3 Гидрохимический контроль

С целью гидрохимического контроля за разработкой залежей отобрано 1053 проб жидкости, 15 проб с помощью глубинного пробоотборника. По результатам анализов большинство скважин выносит конденсационную воду. Для контроля давления в водоносной части произведено 112 замеров уровня в пьезометрических скважинах, которые подтвердили предположение об охвате дренированием всего водоносного бассейна отложений апт-альба-сеномана до глубины 1700 м.

Для контроля за продвижением ГВК проведено 107 - промыслово-геофизических исследования в неперфорированных и пьезометрических скважинах. При производстве ПГИ в скважинах неокомских залежей также определялся уровень ГВК, в 1998 году текущее положение ГВК сеномана определено в 164 газоконденсатных и нефтяных скважинах.

Разработка Уренгойского месторождения происходит в условиях проявления водонапорного режима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления между газо - и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающими:

УКПГ -1АС -до 48 м; УКПГ-1 до 68 м; УКПГ-2 до 46 м;

УКПГ -3 -до 40 м; УКПГ-4 до 50 м; УКПГ-5 до 48 м;

УКПГ -6 -до 62 м; УКПГ-7 до 54 м; УКПГ-8 до 55 м;

УКПГ -9 -до 27 м; УКПГ-10 до 45 м; УКПГ-11 до 21 м;

УКПГ -12 -до 30 м; УКПГ-13 до 32 м.

Скорость подъема ГВК изменяется от 1,5 до 5 м/год. Объем внедрившейся пластовой воды по Уренгойской площади составляет 5230 млн.м3 по Ен-Яхинской - 904 млн.м3 .

Выполнение исследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследований составляет в среднем 110 %.

Таким образом, на основании анализа разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:

Разработка в течение 1999 года осуществлялась с отступлениями от принятых проектных решений в части отборов газа, что связано с отставанием обустройства месторождения (УКПГ-11, 13).

Высокие темпы годовой добычи газа по Уренгойской площади достигающие 7-8 % от текущих запасов, приводят к подтягиванию конусов воды, преждевременному обводнению скважин и неравномерности выработки запасов.

Для снижения глубины депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади необходимо в ближайшие два года провести расширение зоны расположения эксплуатационных скважин путем дополнительного бурения их в северо-западной и западной частях УКПГ-11 и северной части УКПГ-13 в количестве 60 единиц.

С целью выравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки на скважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационное бурение 10 % эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин с существующей площадки куста.

Установить забойные фильтры на всех ограниченных скважинах (399).

Ввести в разработку Таб-Яхинский участок Уренгойской площади с годовым отбором 5 млрд. м3.

Открыть финансирование и ввести в разработку Песцовое месторождение.

Для полного и качественного выполнения исследовательских работ по контролю за разработкой залежи необходимо оснащение геологической службы спецтехникой, оборудованием, запасными частями к коллектору «Надым» и орг. техникой.

Контроль за разработкой осуществляется геолого-промысловыми, гидрохимическими и геофизическими методами.

Исследовательские работы выполняются геологической службой УГПУ. Специальные виды исследований (определение предельно-допустимых депрессий) проводятся совместно с НТЦ.

Промыслово-геофизические исследования проводятся ПО “Севергазгеофизика” по заявкам геологической службы согласно плана-графика исследовательских работ. Охват исследованиями составил 3,67 иссл./скв. и проведено 4626 различных видов исследований.

3.5 Анализ разработки нефтяной оторочки Уренгойского месторождения

Нефтяные оторочки промышленного значения на месторождении приурочены к шести горизонтам нижнемелового продуктивного комплекса БУ8, БУ80, БУ10-11, БУ121, БУ131, БУ14. Газоконденсатная залежь этих горизонтов находится в эксплуатации с 1985 года.

Начальные запасы нефти, утвержденные ГКЗ в 1989 году, в нефтяных оторочках нижнемеловых залежей составляли 422 млн.т (балансовые) и 83,3 млн.т (извлекаемые).

В результате выполненных работ по доразведке уточнена геометрия нефтяных оторочек, подсчетные параметры пластов, подтверждено мозаичное распространение нефтяных оторочек. На основе новой геологической модели был проведен в 1995 году пересчет запасов нефти и утвержден протоколом ЦКЗ РАО ”Газпром” № 1/95 20 ноября 1995 года. В результате пересчета балансовые запасы нефти составили 290,8 млн.т, извлекаемые - 58 млн.т.

Преобладают оторочки следующих типов:

- краевого - в нефтегазовых залежах пластов БУ8 и БУ10;

- подстилающего - в пласте БУ11 и газонефтяной залежи пластов БУ11 и БУ121 Южного купола;

- крыльевого - в пласте БУ131 в пределах Южного купола.

Из анализов результатов работ по освоению и исследованию нефтяных скважин следует, что промышленные притоки нефти при пористости коллектора менее 12,5-13,5 % и нефтенасыщенности менее 52 - 55 % отсутствуют.

Исходя из мозаичного распространения нефтяных оторочек и их значительной неоднородности по эффективным толщинам, на Уренгойском газоконденсатном месторождении выделено шесть опытных участков.

Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных оторочек Уренгойского ГКМ начата в июле 1987 года вводом в разработку второго опытного участка (пласт БУ10-11). В марте 1988 года введен в эксплуатацию первый опытный участок (пласт БУ8), в декабре 1990 года - третий опытный участок (пласт БУ10-11), в октябре 1992 года - шестой опытный участок (пласт БУ121). Разработка осуществляется на основании «Уточненного проекта разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Уренгойского месторождения», выполненного ТюменНИИГипрогазом и принятого на ЦКР РАО «Газпром» (протокол № 20-К-Р/98 от 22.06.98 года).

В настоящее время в разработке находятся I, II, и III опытные участки, на YI опытном участке добыча нефти не проводится.

По состоянию на 1.01.2000 года общий фонд составляет 359 скважин, из них:

эксплуатационных - 156 скв.;

действующих - 145 скв.;

бездействующих - 11 скв.;

в консервации - 105 скв.;

поглощающих - 4 скв.;

наблюдательных - 17 скв.;

пьезометрических - 3 скв.;

ликвидировано - 18 скв..

Газлифтным способом эксплуатируется 98 скважин или 64 % действующего фонда, ЭЦН спущены в 1 скважине или 0,7 % действующего фонда, фонтанным способом работают 45 скважин или 31 % действующего фонда, плунжер-лифтом работают 6 скважины или 4,3 % действующего фонда.

В бездействии находится 11 скважин, из них:

-слабый приток, гидратный режим - 4 скв.;

-в ожидании перевода на ЭЦН - 1 скв.;

-пробка в НКТ - 2 скв.;

-обводнены - 4 скв.

В консервации находится 105 скважин, из них:

ожидают обустройства - 14 скв.;

обводнены - 18 скв.;

ожидают перевода на мех. добычу - 1 скв.;

ожидают КРС и обустройства - 15 скв.;

отсутствие притока - 34 скв.;

ожидают перевода на другой объект - 21 скв.;

технические причины - 2 скв.

С начала разработки четырех опытных участков на 1.01.2000 года добыто 7493,9 тыс. тонн нефти (с попутной), отобрано 7898 млн.м3 попутного газа. Добыча пластовой воды составила 296,5 тыс. т.

3.6 Конструкция и оборудование скважин

В основном на Уренгойском газоконденсатном месторождении принята такая конструкция валанжинских скважин:

направление 426 мм, 0 - 150 м; цементаж до устья;

кондуктор 324 мм, 0 - 550 м; цементаж до устья;

техн. колонна 245 мм, 0 - 1400 м; цементаж до устья;

э/колонна 168 мм, 0 - 3000 м; цементаж до устья;

НКТ 89 мм, до кровли пласта.

Типовая конструкция сеноманской скважины:

направление 426 мм, 0 - 50 м; цементаж до устья;

кондуктор 324 мм, 0 - 550 м; цементаж до устья;

э/колонна 219мм, 0 - 1250 м (15м недоходя ГВК); цементаж до устья;

НКТ 168мм, до низа интервала перфорации

По Ен-Яхинской и Северно Уренгойским площадям:

кондуктор 245мм;

э/колонна 168мм;

НКТ 89-101мм (глубины те же).

В проекте принято кустовое расположение скважин с количеством скважин в кусте 2-5, в зависимости от мощности пласта, дифференцированная система вскрытия - наибольшая нагрузка на верхнюю часть разреза и вскрытие низов всего одной скважиной.

Большинство скважин с НКТ спущенным до низа перфорированного интервала и в одной скважине куста с полным вскрытием разреза до кровли, с целью контроля отработки геофизическими методами.

Конструкция скважины №8337 УКПГ-8В, которая была сдана в промышленную эксплуатацию 16.03.1999 года. Била вскрыта кровля продуктивных пластов БУ 10-11 на глубине 2927 метра. Во время бурения были вскрыты продуктивный пласт сеноманской залежи на глубине 1049,4 метра и газоводяной контакт (ГВК) - 1264,4 метра. В конструкцию скважины входят:

кондуктор 324 мм. 0 - 453 метра; зацементирован до устья;

техническая колонна 245 мм. 0 - 1206 метра; зацементирована до устья;

экспл. колонна 168 мм. 0 - 2927 метра; зацементирована до устья.

На устье установлена фонтанная арматура типа BREDA(ПриложениеА). Перфорация эксплуатационной колонны произведена в интервалах глубин 2794,2 - 2809,2 метра (БУ 10); 2821 - 2827 метра (БУ 10); 2839,2 - 2855 метра (БУ 11) зарядами ПР - 54 по 20 отверстий на 1 погонный метр. Всего 740 отверстий. Спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 2827,2 метра.

Скважина может быть наклонной ( в случае бурения скважин на кусту при малой мощности пластов). Кривление из под контура. С 1990 года введена безпакерная схема, направление также убрано из конструкции.

В состав эксплуатационного устьевого оборудования входит:

колонная головка;

фонтанная арматура;

приспособления для смены задвижек под давлением;

лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин;

комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.

Основой всего устьевого оборудования является колонная головка. При помощи колонной головки укрепляют устье бурящейся скважины, закрепляют обсадные колонны, спущенные в нее. На колонной головке устанавливают фонтанное оборудование. В Уренгойском газоконденсатном месторождении применяются такие типы колонных головок (УКПГ - 8В): ГКК2100-168-273, ГКК1 210-146-219, ОКК1 2100-219-324, КЫМПИНА, ОКК 210-168-273, ГКК1-240-219-324, ОКК-210-168-245, HUBNER VANAG, BREDA FUCHINI, EUROPA, MORENI и другие (справочник скважин УКПГ - 8В).

Фонтанное оборудование состоит из наземного и подземного. К наземному фонтанному оборудованию относится фонтанная арматура и манифольд фонтанной арматуры, а также приспособление для смены задвижек под давлением, лубрикатор и другие специальные узлы и детали. К подземному фонтанному оборудованию относятся пакеры, клапана-отсекатели, циркуляционные клапана и другие клапана.

Забойное оборудование (УКПГ - 8В) - э/пакер (ПСС 219/140, 2ПД-ЯГ, ПСС 219А-А, ППГ-5, 1ПД-ЯГ, 3ППГД, ВАЛЮРСК, КОС 168/89-35, ПДМ-168, BAKER, BAKER типа SAB, OTIS), (справочник скважин УКПГ - 8В).

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации. Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку. Елка фонтанной арматуры предназначена для направления продукции скважины по струнам в трубопровод и для регулирования режима работы скважины при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.

На Уренгойском месторождении (УКПГ - 8В) используют такие типы фонтанной арматуры: АФК 150/100-210 ХЛ, АФК 100/100-210 ХЛ, АФТ 65/50-210 ХЛ, АФА 6-150/100-210 ХЛ, АФТ 3-75/50-220, АФЗАК-65/50-210 ХЛ, АФТ 125, АФКЗ 3-65/200-168, АФТ 3А-65/350, HUBNER VAMAG, JKS/WKM, MORENI, DKG/BAST, АФК 6-100/100-350 ХЛ Баку, АФК 6-100/100-350 ХЛ ВМЗ и другие (справочник скважин УГПУ).

4. СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА[3]

Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 2-5 скважин. Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе утвержденных "Технологических режимов работы газовых скважин", которые разрабатываются и ежеквартально корректируются геологической службой УГПУ. Сбоp пpиpодного газа от кустов осуществляется по лучевой схеме с помощью системы кустовых газосборных шлейфов-коллектоpов.

При транспортировки газа по шлейфам-коллектоpам (от кустов до УКПГ) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой (в зимнее время), а также за счет незначительного дросселирования, связанного с потерями давления на трение.

Так как природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность-100%),то при снижении температуры возможно гидратообразование.

Для предотвращения гидратообразования (особенно в зимнее время) и ликвидации образовавшихся кpисталлогидpатов (гидpатных пробок) предусмотрена централизованная подача в шлейфы-коллектоpы ингибитора гидpатообpазования-метанола.

Природный газ от кустов газовых скважин транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

С помощью оборудования в здании переключающей арматуры (ЗПА) возможно отключение куста от УКПГ, переключение куста на факел через перепускной коллектор. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установке комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсоpбента-диэтиленгликоля (ДЭГ), в качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.

4.1 Общая характеристика системы подготовки газа (на примере УКПГ-15)

Для сбора газа от скважин на УКПГ-15 применена коллекторно-кустовая схема, которая позволила значительно снизить затраты на строительство шлейфов и обустройство внутрипромысловых дорог.

УКПГ-15 входит в комплекс действующих установок осушки газа Сеноманской залежи Уренгойского газоконденсатного месторождения.

Проектная производительность установки составляет 15 млрд. м3/год.

Подготовка газа к транспорту заключается в отделении из него газового конденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механических примесей с последующей осушкой его диэтиленгликолем. Установка осушки состоит из 6 однотипных технологических ниток, оснащенных многофункциональными аппаратами серии ГП-502-00.000 номинальной производительностью 10 млн. м3 газа в сутки.

Подготовка природного газа к транспорту осуществляется по цепочке: куст- шлейф-ЗПА- УКПГ-ДКС(I очереди)-МПК.

После пуска ДКС(II очередь) будет осуществляться следующая цепочка: куст- шлейф-ЗПА-ЦОГ-ДКС(II очереди) -УКПГ-ДКС(Iочереди)-МПК

Установка комплексной подготовки газа включает в себя:

Основные объекты:

система газосборных внутрипромысловых коллекторов от кустов скважин Ду 500,300мм.

два здания переключающей арматуры (ЗПА-1,2) с панелями распределения метанола на установку и по шлейфам на устья скважин

цех очистки газа (на площадке ДКС-II очередь)-ЦОГ

коллектор сброса газа на факел после ЗПА-1,2, Ду 1500

коллектор сырого газа Ду 1000 после ЗПА в цеха осушки УКПГ

два технологических цеха N 1,2 очистки и осушки газа в том числе:

-6 технологических ниток очистки и осушки газа с многофункциональными аппаратами (МФА), Ду1800мм, Ру 8,8 МПа (6 аппаратов)

-2 установки вакуумной регенерации ДЭГа

-2 узла редуцирования газа на собственные нужды

-технологическая линия №7 с абсорбером гликолевой осушки газа «Лилипут» (конструкция УКРНИИГАЗа)

2 коллектора осушенного газа Ду 1000, подключенных к ДКС-I очереди

коллектор осушенного газа Ду 1000 после ДКС-I очереди на СОГ

площадка аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО типа «Крезо-Луар»),входящая в состав СОГ.

станция охлаждения газа (СОГ) со вспомогательными установками,

2 коллектора осушенного и охлажденного газа после станции охлаждения, подключенные к межпромысловым коллекторам (МПК), Ду 1400

2 компрессорные воздуха КИПиА

Вспомогательные объекты:

А. Система водоснабжения:

насосная II подъема с 2-мя РВС на 2000 м3 каждый и 1 на 700 м3

станция обезжелезивания воды

система внутрихозяйственных и пожарных водоводов

блок-бокс водовода

Б. Система хозфекальных стоков:

хозбытовая канализация

КНС 44, 45, 89 и жилпоселка

установка КУ-25

В. Система промканализации:

2 нефтеловушки

флотационная установка

КНС 15

2 поглощающие скважины 42П, 43П с напорным коллектором

котельная с четырьмя котлами ДЕ-25/16

насосная и склад ГСМ

насосная и склад метанола

насосная и склад ДЭГа

аварийная дизельэлектростанция типа БЭС-630

бытовой корпус с вспомогательными помещениями, СЭРБ.

Контроль, автоматическое регулирование и управление технологическими процессами осуществляется управляющим вычислительным комплексом(УВК) и автономной автоматикой отдельных объектов по системе АСУ ТП УКПГ.

Обеспечение безопасной эксплуатации и оптимального pежима pаботы установки обеспечивается за счет использования функционально-полной автоматической системы аваpийной защиты технологического и вспомогательного обоpудования. Все отклонения сопpовождаются звуковой сигнализацией на пульте УВК и световой сигнализацией на мнемосхеме. Оптимальное упpавление технологическим пpоцессом достигается за счет функционально-алгоpитмической полноты инфоpмационных и упpавляющих функций, pеализуемых УВК на базе микpо-ЭВМ. Пpи включении в pаботу веpхнего уpовня связи целенапpавленное ведение технологических пpоцессов в заданных pежимах, благодаpя УВК, осуществляется с центpального пульта упpавления по системе «АСУ ТП-ПРОМЫСЕЛ».

Комплекс мер по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов и пропусков газа на факеле, биоотчистку и обеззараживание хозбытовых стоков, очистку загрязненных промстоков с последующей закачкой в глубокие поглощающие горизонты через специальные скважины.

Очищенный и осушенный в соответствии с ОСТ 51-40-93 до точки росы по воде минус 20 єС в холодный период года и минус 10єС - в теплый, газ по индивидуальным для каждого цеха коллектоpам Ду 1000 тpанспоpтиpуется на ДКС, pасположенную по схеме после УКПГ, где дожимается до давления в магистpальном газопpоводе и затем через СОГ напpавляется в межпpомысловый коллектоp.

Основные характеристики и показатели УКПГ-15

Производительность УКПГ-15 (согласно проекта) -15 млрд. нм3/год

Количество кустов скважин-20

Количество действующих скважин-101

Общий фонд скважин-128

Осушка газа по влаге- гликолевая, концентрация гликоля 99,3 % вес.

влагосодержание газа -до 0,66 г/ст.м3

Осушитель газа -диэтиленгликоль

Регенерация гликоля- паровая, вакуумная

Ингибитор гидратообразования- метанол.

4.2 Очистка, осушка и охлаждение газа

С ЗПА сырой газ по коллектоpу Ду 1000 напpавляется в технологические цеха на осушку и очистку.(приложение Б).

Из общего коллектоpа газ по тpубопpоводам Ду 400 подается в здание технологического корпуса 6-ю технологическими нитками на установку осушки газа в два цеха по три нитки в каждый.

Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому ниже приводится описание работы одной технологической линии.

Газ с температурой 8-20єС и давлением 4,6-4,7 МПа подается через входной арматурный узел в сепаратор С-201, из сепаратора поступает в нижнюю часть абсорбера А-201. При повышении или понижении давления газа на входе в технологическую линию сигнал через ЭКМ поз.PIS 216 и управляющий комплекс УВК поступает на закрытие пневмокранов на входе газа в сепаратор и выходе газа из абсорбера и открытие крана Ду 150 на факел.

На УКПГ-15 эксплуатируются многофункциональные аппараты типа ГП-502.00.000 проектной производительностью 10 млн.м3/сут. Аппарат представляет собой колонну высотой 16600 мм и диаметром 1800 мм функционально разделенную на три секции: сепарации, абсорбции и секции улавливания гликоля. В нижней секции расположена сепарационная зона. Нижняя и средняя секции абсорбера разделены полуглухой тарелкой, служащей для накопления, контроля и сбора НДЭГ и одновременно для прохода сырого газа в секцию осушки. Секция осушки выполнена из контактных ступеней на основе ситчатых тарелок. Над каждой из тарелок смонтирована сепарационная тарелка из центробежных элементов диаметром 60 мм. Верхняя сепарационная секция включает в себя фильтр-коагулирующие патроны и тарелку с центробежными элементами диаметром 60 мм.

В соответствии с техническими предложениями ТюменНИИГипрогаза по договору № 78-88 была проведена модернизация МФА по технической документации РД-9510.73-86 на т.н.1,2,4,7.

Согласно модернизации ГП 502.00.000 установлены тарелки с ц/б элементами ГПР 353.00.000 диаметром 100 мм, тангенциальные узлы входа газа с пескосъемником и отбойным листом(Приложение Н). Массобменная секция МФА включает 4 контактных ступени, каждая из которых состоит из ситчатой тарелки с отверстиями диаметром 6 мм и сепарационной тарелки, оснащенной центробежными элементами диаметром 60 мм. Сущность модернизации МФА заключается в следующем:

Верхняя сепарационная и ситчатая тарелки (5-я пара) были демонтированы. Вместо них были установлены 2 полотна тарелки для монтажа 12-ти сетчатых фильтр-барабанов (перед фильтр-патронами) диаметром 300 мм, Н=1000 мм. На барабане намотана рукавная сетка из нержавеющей стали по ТУ 26-02-354-85 толщиной 50 мм (на один фильтр-барабан необходимо 2 рулона сетки шириной 90 мм). Все 12 барабанов установлены на полотно тарелки в порядке очередности для облегчения монтажа и закреплены. Ввод гликоля с полотна 5-й тарелки был опущен в сливной карман.

Такое конструктивное решение с применением сетчатых барабанов позволило снизить жидкостную нагрузку на коагулирующую секцию МФА, при этом поверхность фильтрации в 5 раз превысила свободное сечение аппарата и в 10 раз уменьшилась интенсивность забивания фильтрующего материала мехпримесями, что позволило продлить межремонтный пробег аппарата и в конечном итоге снизить потери гликоля с осушенным газом.

Последняя по ходу газа секция улавливания ДЭГа(коагулирующая) состоит из перегородки с размещенными на ней 124-мя фильтр-патронами длиной 1200 мм и диаметром 100 мм и сепарационной тарелки, аналогичной примененной в нижней сепарационной секции МФА.

В сепарационной части абсорбера А-201, сырой газ за счет резкого снижения скорости и направления потока освобождается от механических примесей, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и конденсата. Жидкость и мехпримеси скапливаются в нижней части аппарата, защищенной от возмущения потоком газа перегородкой из просечного листа.

Уровень жидкости в сепарационной части абсорбера регулируется 2-х позиционным клапаном-регулятором(поз 205) с сигнализацией максимального и минимального уровня на пульте УВК. При крайне низком уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие отсечного клапана поз.206. Давление контролируется тех.манометром по месту, температура газа замеряется термометром сопротивления ТСМ поз 207 с показаниями на УВК.

Отсепарированная жидкость из абсорбера отводится через клапан-регулятор уровня (поз.LIC 219) через дроссельную шайбу в разделитель Е-310.В разделителе Е-310 поддерживается постоянное давление клапаном-регулятором (поз. PIC 359), установленном на линии сброса газа на факел. Уровень воды измеряется УБП(поз.LIC 360) и через клапан-регулятор конденсат направляется на склад ГСМ в емкость Е-612.

Очищенный от капельной жидкости газ, направляется через конусообразный патрубок полуглухой тарелки в массообменную секцию, где многократно контактируя с раствором ДЭГа, осушается. Механизм осушки газа пpедставляет собой пpоцесс абсоpбции влаги, находящейся в парообpазном состоянии, концентpиpованным pаствоpом диэтиленгликоля. Интенсивность контактирования достигается путем барботажа газа через слой ДЭГа на ситчатых тарелках, работающих в режиме уноса. Таким образом осуществляется циркуляция ДЭГа внутри ступени контакта. Концентpиpованный ДЭГ, сливаясь вниз по таpелкам, поглощает влагу из газа, пpи этом сам насыщается влагой и концентpация его снижается с 99,3% вес. до 95,3% вес.

Осушенный от влаги газ из массообменной секции направляется через 6 сетчатых фильтр-барабанов(описаны выше) в секцию улавливания(коагуляции), где от него отделяется унесенный капельный ДЭГ с помощью фильтр-патронов. Верхняя фильтрующая секция состоит из 124 фильтр-патронов. Патроны выполняются из перфорированной трубы, обернутой в 3 слоя металлической сеткой, затем обмотаны в 2 слоя иглопробивным нетканным полотном «Дорнит» и снова металлической сеткой. Для фиксирования патрона на тарелке по центру проходит стяжной металлический стержень, закрепляющий патрон на тарелке. Для герметичности соединения между патроном и тарелкой устанавливается резиновая прокладка. Аэрозоль и капли ДЭГа, уносимые газом, коагулируют на стеклоткани и стекают по наружной поверхности патрона на тарелку, с которой по выносному трубопроводу, врезанному в линию вывода НДЭГа, выводятся с полуглухой тарелки абсорбера. Уровень ДЭГа на полуглухой тарелке является гидрозатвором, препятствующим проходу газа по этому трубопроводу. Предусмотрен контроль перепада давления манометром в коагуляционной секции МФА с сигнализацией перепада, равного 0,04 МПа на дисплее и блокировкой на остановку насоса Н-310. Насосами Н-310 регенерированный ДЭГ подается в МФА. Регулирование производительности насосов производится посредством преобразователя ЭКТ-160.Количество регенерированного ДЭГа, подаваемого в МФА, контролируется диафрагмой с сигнализацией минимального расхода поз.221,установленной на линии подачи ДЭГа в абсорбер. Сравнение сигналов с дифманометров происходит в регуляторе, установленном в операторной.

Насыщенный ДЭГ с концентрацией 96,3 весовых собиpается на полуглухой таpелке абсоpбеpа и автоматически через клапан-регулятор уровня ПОУ-8 и отсечной клапан К-203 поступает в выветриватель В-301 на установку pегенеpации ДЭГа. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня на полуглухой тарелке МФА. При снижении уровня ниже допустимого срабатывает блокировка на закрытие отсечного клапана .

Осушенный газ после МФА последовательно проходит замерную диафрагму (поз 224),клапан регулятор расхода газа, выходной запорный кран Ду 300 и с давлением 4,4-4,53 МПа и температурой 9-10єС поступает на ДКС-I очереди по двум коллекторам Ду 1000,где дожимается до давления 6,3-6,6 МПа и с температурой 21-22оС после СОГа направляется в магистральный трубопровод.

Регулирование расхода газа по технологической линии осуществляется с помощью регулирующего штуцера ШР-14 (поз.246). Давление газа после штуцера контролируется техническим манометром (поз.242).Температура контролируется ртутным теромометром по месту. Измерение «точки росы» по влаге производится влагомерами «Харьков-1М» типа ТТР-8.

Необходимый объём подачи регенерированного гликоля в абсорбер зависит от целого ряда факторов: расхода газа, давления и температуры контакта, концентрации регенерированного гликоля, эффективности работы самого аппарата и в конечном счете должен определяться достижением требуемой глубины осушки газа (согласно действующего ОСТ 51-40-93).Промысловыми исследованиями установлено, что подача диэтиленгликоля в количестве 5-7,5 кг/1000 м3 обрабатываемого газа обычно достаточна для получения требуемой ОСТом кондиции газа.

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ШЛЕЙФОВ [4]

Порядок расчета:

От куста скважин по наземному теплоизолированному шлейфу газ подается на УКПГ. Возьмем для расчетов данные по дальнему кусту №1539:

Параметры газа:

-расход Q=1.395 млн.м/сут;

-скорость газа в шлейфе w=3,199 м/с;

-давление в начале шлейфа Р=3,3 Мпа;

-температура в начале шлейфа Т=288 К;

Расстояние от скважины до УКПГ: L=7406 м. (данные взяты из приложений В,М)

Требуется определить температуру и давление газа на входе в УКПГ.

Определим псевдокритические параметры Рпк, Тпк. Значения критического давления Рк и критической температуры Тк для отдельных компонентов взять из табл.5.1.

Таблица 5.1Компонентный состав и критические параметры газа

Компонент	yi	Tк, К	Тк yi	Рк, МПа	Рк yi	0, кг/м3	0 yi
СН4	0,996	190,5	189,773	4,88	4,8604	0,717	0,71
С2Н6	0,00114	305,4	0,34816	5,07	0,0058	1,344	0,0015
С3Н8	-	369,8	-	4,42	-	-	-
С4Н10	-	408,1	-	3,8	-	-	-
С5Н12	-	460,4	-	3,51	-	-	-
СО2	0,0016	304	0,4864	7,64	0,00122	1,977	0,00316
Н2S	-	373,4	-	9,06	-	-	-
N2	0,001236	125,9	0,1556	3,53	0,0044	1,251	0,00155

, (5.1)

Тпк =195,11К

, (5.2)

Рпк=4,992МПа

, (5.3)

ссм=0,75 кг/м3

По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

По графику находим коэффициент сверхсжимаемости газа при нормальных zн и рабочих условиях zр(приложение Г):

zн=1 zр=0,83

Определяем секундный расход газа q:

, (5.4)

q==0,414 млн.м3/с.

Определяем внутренний диаметр газопровода при заданной скорости газа определяем. После нахождения расчетного значения dвн принимают фактическое значение внутреннего диаметра газопровода и исходя из максимального значения рабочего давления в нем определяют его толщину.

, (5.5)

dвн==406,03 мм.

dвн =426 мм. (стандарт).

После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению:

W=, (5.6)

W==3,199 м/c.

Определяем значение dн :

, (5.7)

dн=426+2?(10+50)=426 мм.

Определяем коэффициент теплообмена между газом и стенкой труб вн

, (5.8)

Определяем общий коэффициент теплопередачи К:

, (5.9)

К=1,75

Определяем плотность газа см при нормальных условиях .Результаты расчета сводим в табл. 5.1.

Определяем плотность газа в рабочих условиях р:

, (5.10)

сР==29,742 кг/м3.

Зная компонентный состав газовой смеси и вязкости входящих в нее индивидуальных газов, определяем абсолютную вязкость см и заносим в табл. 5.2.

Таблица 5.2Абсолютная вязкость и теплоемкость газа

Компоненты	i*10-12, МПа	С0pi, кДж/(кг0С)
СН4	1,05	3,24
С2Н6	0,87	2,95
С3Н8	-	-
С4Н10	-	-
С5Н12	-	-
СО2	1,39	0,846
Н2S	-	-
N2	1,7	1,043

мсм=1,071МПа?с,

С0р.см=3,245 кДж/кг?є?

По графикам, используя значение рр, определяем вязкость природного газа для рабочих условий:м=0,012 мПа?с.(приложение К)

Определяем число Рейнольдса:

, (5.11)

Re==3219061.

В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш

Кш=500 мкм.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления :

, (5.12)

л==0,0204.

Рассчитываем удельную теплоемкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре. Полученные результаты заносим в табл. 5.2. (приложение Д)

Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном давлении:

, (5.13)

Ср.см =3,245+20,95/1000=3,26595 Дж/моль?К.

Параметр Шухова определяем по формуле :

, (5.14)

а==0,074 Вт/м2 ?єС.

Вычисляем среднюю температуру газа на расчетном участке:

, (5.15)

Тср=273+=273,027 К.

Для экстримальных условий , при температуре грунта Тгр=-55єС имеем:

Тср=218+=262,3 К.

Определяем давление газа на входе в УКПГ :

, (5.16)

Рl==3,246 МПа.

Определяем среднее давление в шлейфе :

, (5.17)

Рср=.

По графику находим обобщенную функцию коэффициента Джоуля-Томсона.

=0,8

Вычисляем коэффициент Джоуля-Томсона (дроссель-эффект):

, (5.18)

Di =єС/МПа .

Определяем температуру газа на входе в УКПГ:

, (5.19)

Тl =273+(297-273)?2,7-0,074?7,4-17,9?=286 К .

Для экстримальных условий , при температуре грунта Тгр=-55єС имеем:

Тl=218+(297-218)?2,7-0,074?7,4-17,9?=227,4 К.

Теперь рассчитаем самый ближний к УКПГ куст №1528:

Параметры газа:

-расход Q=1,39 млн.м/сут;

-скорость газа в шлейфе w=3,199 м/с;

-давление в начале шлейфа Р=3,6 Мпа;

-температура в начале шлейфа Т=287,75К;

Расстояние от скважины до УКПГ: L=7406 м. (данные взяты из приложений М,В)

Требуется определить температуру и давление газа на входе в УКПГ.Определим псевдокритические параметры Рпк, Тпк. Значения критического давления Рк и критической температуры Тк для отдельных компонентов(табл.5.3).

Таблица 5.3 Компонентный состав и критические параметры газа

Компонент	yi	Tк, К	Тк yi	Рк, МПа	Рк yi	0, кг/м3	0 yi
СН4	0,996	190,5	189,773	4,88	4,8604	0,717	0,71
С2Н6	0,00114	305,4	0,34816	5,07	0,0058	1,344	0,0015
С3Н8	-	369,8	-	4,42	-	-	-
С4Н10	-	408,1	-	3,8	-	-	-
С5Н12	-	460,4	-	3,51	-	-	-
СО2	0,0016	304	0,4864	7,64	0,00122	1,977	0,00316
Н2S	-	373,4	-	9,06	-	-	-
N2	0,001236	125,9	0,1556	3,53	0,0044	1,251	0,00155

, (5.20)

Тпк =195,11К

, (5.21)

Рпк=4,992МПа

, (5.22)

ссм=0,75 кг/м3

По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

По графику находим коэффициент сверхсжимаемости газа при нормальных zн и рабочих условиях zр.

zн=1 zр=0,83

Определяем секундный расход газа q:

, (5.23)

q==0,378 млн.м3/с.

Определяем внутренний диаметр газопровода при заданной скорости газа определяем После нахождения расчетного значения dвн принимают фактическое значение внутреннего диаметра газопровода и исходя из максимального значения рабочего давления в нем определяют его толщину.

, (5.24)

dвн==416 мм.

dвн =426 мм. (стандарт).

После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению:

W=, (5.25)

W==2,783м/c.

Определяем значение dн :

, (5.26)

dн=426+2?(10+50)=426 мм.

Определяем коэффициент теплообмена между газом и стенкой труб вн

, (5.27)

Определяем общий коэффициент теплопередачи К:

, (5.28)

К=1,75

Определяем плотность газа см при нормальных условиях . Результаты расчета сводим в табл. 5.4.

Определяем плотность газа в рабочих условиях р:

, (5.29)

сР==31,218 кг/м3.

Зная компонентный состав газовой смеси и вязкости входящих в нее индивидуальных газов (см.табл.П.6,П.8), определяем абсолютную вязкость см и заносим в табл. 1.2.

Таблица 5.4 Абсолютная вязкость и теплоемкость газа

Компоненты	i*10-12, МПа	С0pi, кДж/(кг0С)
СН4	1,05	3,24
С2Н6	0,87	2,95
С3Н8	-	-
С4Н10	-	-
С5Н12	-	-
СО2	1,39	0,846
Н2S	-	-
N2	1,7	1,043

мсм=1,071МПа?с,

С0р.см=3,245 кДж/кг?є?

По графикам, используя значение рр, определяем вязкость природного газа для рабочих условий:м=0,012 мПа?с.

Определяем число Рейнольдса:

, (5.30)

Re==3011829.

В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш :

Кш=500 мкм.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления :

, (5.31)

л==0,0204.

Рассчитываем удельную теплоемкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре. Полученные результаты заносим в табл. 5.4.

Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном давлении:

, (5.32)

Ср.см =3,232+20,95/1000=3,252 Дж/моль?К.

Параметр Шухова определяем по формуле:

, (5.33)

а==0,079Вт/м2 ?єС.

Вычисляем среднюю температуру газа на расчетном участке:

, (5.34)

Тср=273+=287,406 К.

Для экстримальных условий , при температуре грунта Тгр=-55єС имеем:

Тср=218+=218 К.

Определяем давление газа на входе в УКПГ :

, (5.35)

Рl==3,597МПа.

Определяем среднее давление в шлейфе :

, (5.36)

Рср=.

По графику находим обобщенную функцию коэффициента Джоуля-Томсона:

=0,8

Вычисляем коэффициент Джоуля-Томсона (дроссель-эффект):

, (5.37)

Di =єС/МПа .

Определяем температуру газа на входе в УКПГ:

, (5.38)

Тl =273+(287,75-273)?2,7-0,079?0,6-17,9?=286 К .

Для экстримальных условий , при температуре грунта Тгр=-55єС имеем:

Тl =218+(287,75-218)?2,7-0,079?0,6-17,9?=280,7К.

6. РАСЧЕТ РАСХОДА ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ[4]

Исходные промысловые данные:

От скважин до УКПГ транспортируется газ относительной плотностью сп. Давление на устье скважин Р1 =12,5 МПа, температура Т1=287,75 К. При транспортировании газ охлаждается до Т2=286 К.Давление газа на входе в УКПГ Р2=12,1 МПа. Для предупреждения гидратообразования в шлейф подается Х1=95 о/о-ый раствор метанола. Требуется определить расход метанола G.

Расчет:

1. Определим температуру гидратообразования газа Тг. Для этой цели пользуемся приложением И :

Тг=14 оС

2. Расчитываем значение снижения температуры:

, (6.1)

14-13=1 0С.

3. Определяем массовую концентрацию метанола в отработанном растворе (Х2), обеспечивающую снижение температуры гидратообразования на ?t oC:

Х2=2о/о.

Массовое содержание метанола в отработанном растворе можно определить также по следующему уравнению:

Х2=, (6.2)

где М=32 кг/моль- молекулярная масса метанола;

К=1220- коэффициент зависящий от типа раствора

Х2== 0,025(2,5 о/о)

Принимаем Х2=20 о/о

4. Количество воды в жидкой фазе определяется по формуле:

W=b1-b2+?b, (6.3)

где b1 и b2- влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3;

?b=0 -количество капельной влаги в газе в начальной точке системы,кг/1000 м3.

Значения b1 и b2 по формуле:

b=, (6.4)

где Р- давление газа, МПа;

А - влагоемкость идеального газа при Ратм, г/м3.

В - коэффициент показывающий разницу влагосодержания реального и идеального газов, г/м3 (приложение З):

А1=1,59 г/м3, В1=0,01927г/м3;

А2=1,868 г/м3,В2=0,02155 г/м3.

b1==0,032 кг/1000м3,

b2==0,036кг/1000м3,

W=0,036-0,032 =0,004 кг/1000м3.

5. Определим количество раствора метанола, необходимого для насыщения жидкой фазы:

gж=, (6.5)

gж==0,0011 кг/1000м3

6. Определим количество метанола, необходимого для насыщения газовой фазы при давлении Р2 и температуре Т2:

gг=0,1?а?Х2, (6.6)

где а- отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном водном растворе. Его значение в зависимости от давления и температуры для метанола определяем по графикам (приложение З):

а=10

gг=0,1?10?0,2=0,2 кг/1000м3.

7). Итого определяем общий расход метанола:

G=gж+gг+gк, (6.7)

G=0,0011+0,2=0,2011 кг/1000м3.

7. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ С ПРОМЫСЛОВЫМИ

В данном курсовом проекте мною был произведен гидравлический и тепловой расчет шлейфов для летних условий и экстремальных температур зимы. На основании полученных расчетов было установлено , что при летних температурах гидрат не образуется , однако, при экстремальных температурах зимы возможно гидратообразование . Расчет расхода ингибитора для этих условий работы шлейфа показал потребность в метаноле(200г/1000м3), чем предусмотрено проектом(34г/1000м3).Такая разница в удельных расходах объясняется тем, что расчет был проведен для экстремальных температур зимы. Для этих условий расход метанола максимален. Гидравлический и тепловой расчеты шлейфа также показали, что для обеспечения условий движения однофазной продукции скважины предпочтительнее диаметры газопровода меньшего размера, чем предусмотренные проектом, но это привело бы к большим потерям давления и тепла, что способствует гидратообразованию в шлейфе и на технологических точках УКПГ, а так же более неблагоприятным условиям работы пунктов сепарации и осушки газа. Поэтому для обеспечения наилучшего технологического режима, с учетом сезонных колебаний температуры необходимо учитывать оба этих противопоставления, для обеспечения оптимальных условий работы шлейфа. Один из способов- это применение различных технологических режимов работы УКПГ.

По данной методике был произведен технологический расчет МФА ГП-502 при давлении 4,6 МПа, причем такое давление достигается за счет работы ДКС первой ступени, тогда как давление газа, входящего в УКПГ 3,2 МПа, такое давление не обеспечивает необходимой степени осушки газа. Установка эксплуатируется с помощью ДКС первой и второй ступени, в скором времени ожидается строительство ДКС третьей ступени на УКПГ-1,2 , которая восполнит дефицит давления.Расход РДЭГ для осушки газа в расчете получился несколько меньшим, чем по промысловым данным (5,17 м3/час и 5,5…6,2 м3/час соответственно), что объясняется различными концентрациями регенерированного и насыщенного раствора ДЭГ. В расчете были приняты концентрации, обеспечивающие наиболее эффективную регенерацию НДЭГ и осушку газа( 99,3 %масс. и 96,3%масс. соответственно). При работе в проектном режиме (концентрация РДЭГ=99,3% мас.) и незначительном уносе из адсорбера А-1 (до 10 г. на 1000 куб.м) в системе образуются гидраты. Полученные результаты расчета гидравлического сопротивления сепарационной, массообменной, фильтрующей секций и абсорбера в целом соответствуют данным ревизии абсорберов, что говорит о их надежной работе и соответствии проектным характеристикам.Рассчитанные данные для противоточного абсорбционного процесса осушки газа в общем сходятся с данными технологического регламента по размерам абсорбера, расход гликоля также примерно равен расходу гликоля по регламенту. Можно сделать вывод что данные методика весьма приемлема для расчета на производстве. Полученные результаты расчета гидравлического сопротивления сепарационной, массообменной, фильтрующей секций и абсорбера в целом соответствуют данным ревизии абсорберов, что говорит о их надежной работе и соответствии проектным характеристикам.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Многолетний опыт эксплуатации аппаратов установок гликолевой осушки газа показывает, что наиболее важным параметром при их эксплуатации являются потери дорогостоящего абсорбента с осушенным газом. Оборудование установок подготовки газа на Уренгойском месторождении до настоящего времени работает в специфических условиях, при пониженном давлении в результате естественного падения пластового давления.

В данной работе проведены расчеты, которые показали что можно значительно уменьшить количество подаваемого в шлейфы ингибитора гидратообразования, при условии безгидратного режима работы даже в зимний период работы шлейфа, а так же металоемкость самих шлейфов, при незначительном снижении конечного давления на входе в УКПГ.

Расчет абсорбционного процесса осушки дал более низкие показатели расхода ДЭГа по сравнению с промысловыми данными, габаритные размеры и количество массообменных тарелок так же получились меньше, чем у действующих аппаратов.

В результате анализа работы МФА выявлен ряд недостатков работы:

малоэффективная работа сепарационной секции по жидкости и мехпримесям;

На величину потерь ДЭГа и межревизного периода влияют различные нарушения технологического режима:

превышение расхода газа по технологическим линиям;

недостаточную подачу ДЭГа в МФА;

ДЭГ подается в МФА с мехпримесями и низкой концентрацией и т.д.

Оптимизировать процесс переработки газового сырья можно при более полном исследовании всех технологических линий и внедрении новейших реагентов, технологий, оборудования, расчетов и схем автоматизации за счет внедрения научных разработок.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Таблица В.1

Длины и диаметры шлейфов УКПГ-15.

№ Куста	Диаметр ГСК ,(мм)	Длина ГСК, (мм)
1506 1512 1510 1516 1523 1524 1538 1534 1539 1508 1514 1504 1527 1528 1535 1521 1513 1536 1537 1526	530 530 530 530 530 530 530,426 530,426 530,426 530,426 530 530,426 530,426 530,426 530 530 530 530,426 530 530	4525 1600 3860 1570 1920 1112 1112,3940 7406 7406,1800 6590,880 6590,1200 7215 5930,1420 5930,600 6420 4530 3405 5114 3405,1611 3790

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Рисунок Н1-Схема МФА ГП-502 00.000

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Сбор газа сеноманских отложений. Сбор газа валанжинских отложений. Саратов, 1980.

Закиров С.Н., Лапчук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождени. М.: Недра, 1974 - 246 с.