Оценка эффективности подготовки газа на Заполярном месторождении

 

В непромышленных концентрациях  содержатся инертные газы Аr+He - 0,013%. В  незначительном количестве присутствует водород (0,006%), этан (0,11%), пропан (0,02%), бутан (следы).

Относительный удельный вес  газа по воздуху составляет 0,56 . Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 32373-34208 кДж/кг - в среднем 33019 кДж/кг.

Среднекритические параметры, рассчитанные для среднего состава  газа, составляют: Р_кр=4,686 мПа, Т_кр = 190,18 К .

Коэффициент сверхсжимаемости равен 0,836.

Средние пластовые температуры  изменяются от 59⁰ С в кровле комплекса до 79⁰ С  в его подошвенной части. Пластовое давление  составляет 12,98 МПа.

 

1.6 Основные физико-химические  и технические свойства товарного  газа

Получаемая на промысле товарная продукция - очищенный от механических примесей и капельной жидкости природный  газ (физико-химические и технические  свойства газа представлены в таблице 1.6.1)

Таблица 1.6.1 - физико-химические и технические свойства газа

газ без цвета, запаха  и вкуса;
температура кипения,°С	- минус 161.6;
температура самовоспламенения,°С	- 537;
величина предельно-допустимой концентрации  (ПДК) в производственном помещении мг/м3	- 300;
пределы взрываемости в смеси  с воздухом, % об:  нижний   верхний	- 4.5  - 15.

 

 

2 Конструкция газовых скважин[3]

На месторождении принята  следующая конструкция скважин:

кондуктор - D=324 мм,  Н=550м, эксплуатационная колонна - D=219мм,  Н=1250 м (проектная глубина), НКТ в основном,  D=168 мм.

Для оборудования скважин  используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

 Устьевое оборудование  скважин предназначено для герметизации  устья скважины, контроля и регулирования  режима её эксплуатации и регулирования  проведения различных технологических  операций. В комплект устьевого  оборудования входят колонная  головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную ёлку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены  для каптажа и регулирования  дебита смеси нефти,  газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего  воздуха до -60 ⁰С.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рисунке 2.1 схема оборудования устья и ствола сеноманской скважины.

 

 Рисунок 2.1 − Схема оборудования устья и ствола сеноманской скважины

 

3 Анализ состояния разработки месторождения[3]

 

Запасы газа сеноманской  залежи  по зоне УКПГ-2С утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1999 год  в объёме 846 млрд. м³. динамика разработки месторождения на шестилетний период добычи и её обобщенные технологические показатели по годам представлены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 - Tехнологические показатели по годам

Год разработки	Добыча газа, млрд. м3		Суточная добыча газа	Дебит скважин	Давление пластовое	Давление устье-вое	Депрессия на пласт	Фонд  Скважин	Темп отбора газа за год	Темп отбора накопленный
	за год	Всего	млн.м3	тыс. м3/сут	МПа	МПа	МПа	Ш.т	%	%
2003	24.0	24.0	65.75	598	12.48	11.4	0.05	110	2.83	2.83
2004	41.7	65.7	114.25	718	12.13	10.5	0.05	159	4.93	7.76
2005	32.5	98.2	89.0	560	11.74	10.5	0.03	159	3.8	11.6
2006	32.5	130.7	89.0	560	11.33	10.1	0.03	159	3.8	15.5
2007	32.5	163.2	89.0	560	10.9	9.7	0.03	159	3.8	19.3
2008	32.5	195.7	89.0	560	10.5	9.3	0.03	159	3.8	23.1

 

Для обеспечения добычи газа в объёме 32.5 млрд.м³ проектом разработки предусматриваются 159 эксплуатационных скважин, сгруппированные в 24 куста (в том числе одиночные наблюдательные скважины 3н, 8н и наблюдательные в составе кустов 203, 207, 208, 215, 216). На площадке куста располагается от 5 до 7 скважин. Коэффициент эксплуатации скважин принят равным 0,95.

В ранее выполненных расчётах показателей разработки для сеноманской  залежи Заполярного месторождения  в качестве основных рассматривались  уровни годовой добычи в 80, 100 и 120 млрд.м³. За базовый при этом принимался годовой отбор  100 млрд.м³. Техническим заданием на составление “Корректив комплексного проекта разработки Заполярного месторождения” по сеноманской залежи предусмотрены следующие варианты:

1)  годовой отбор 80 млрд.м³;

2)  годовой отбор 80 млрд.м³, с пиковыми нагрузками в I и IV кварталах до 100 млрд.м³;

3)годовой отбор 100 млрд.м³.

Во всех вариантах показатели разработки рассчитаны с поквартальной  разбивкой объёмов годовой добычи в соответствии со сложившейся сезонной неравномерностью в отборах газа и наличием двух конструкций скважин  с диаметрами лифтовых труб 168 мм и 114 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Система сбора и подготовки  газа к транспорту [1]

Исходя из анализа  фактических  промысловых данных, для сеноманской  залежи Заполярного месторождения  рекомендуется лучевая система  сбора.

В соответствии с ней сбор газа от скважин в кустах осуществляется выкидными линиями длиной 50-100 м и диаметром 100-159 мм. От каждого куста до УКПГ прокладывается индивидуальный  шлейф увеличенного диаметра, так как минимальная суточная производительность одного куста составит 3,5-4,0 млн.м³/сут, а максимальная 6 млн.м³/сут. При гидравлическом расчёте газосборных сетей исходим из обеспечения потерь давления в шлейфах протяжённостью до 8 км не выше 5 % от устьевого давления, соответствующих средним фактическим значениям для газосборных сетей Уренгойского, Медвежьего и Ямбургского месторождений.

Исходя из геокриологических  и ландшафтных условий шлейфы прокладываются двумя способами  надземным и подземным. На вечномёрзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеях на глубину 0,8 м; на участках с просадочными грунтами и уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды -  надземный способ прокладки.

Проведенные расчёты показали, что температурный режим работы системы внутрипромыслового сбора  будет жёстким. Так при подземной  прокладке шлейфов и суточном расходе 6 млн.м³ температурный запас обеспечит безгидратную эксплуатацию в радиусе до 1 км при наиболее неблагоприятных условиях в начальный период эксплуатации. К десятому году разработки граница безгидратного транспорта увеличится до 5,0-7,0 км. В конце периода постоянной добычи шлейфы выходят на безгидратный режим эксплуатации. Поэтому для всех  кустов необходимо предусмотреть впрыск ингибитора гидратообразования в начальный период эксплуатации. Удельный расход метанола составляет 0,5 кг/1000 м³ в начале эксплуатации и 0,2 кг/1000 м³ на 10-й год. Подача газа на головные сооружения магистрального газопровода будет осуществляться по двум межпромысловым коллекторам диаметром 1420 мм и длиной 19 км. Газосборные сети представляют собой систему внутрипромысловых газосборных шлейфов диаметром 426´16 и 325´14, предназначенную для подачи газа от 24 кустов скважин на установку комплексной подготовки газа. Схема сбора газа лучевая. Прокладка газопроводов шлейфов - подземная в теплоизоляции. Сырой газ с кустов скважин поступает в пункт переключающей арматуры и сепарации. Поскольку рабочее давление в системе осушки принято равным 7,6 МПа, то в первые годы эксплуатации месторождения входное давление снижается входными кранами-регуляторами до этой величины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Описание технологического процесса и технологических схем производства [1]

Здание переключающей  арматуры.

Сырой газ по шлейфам с давлением Р_р=11.0 МПа и температурой 9¸6°С поступает во входные линии зданий переключающей арматуры (ЗПА №1 и ЗПА №2) УПГ. Входные линии ЗПА обеспечивают подачу газа из шлейфов на УПГ или прекращение этой подачи, продувку и сброс газа из шлейфов на горизонтальное факельное устройство, контроль и редуцирование давления газа.

К ЗПА1 подведены  шлейфы от 13 кустов скважин. Из них шлейфы от шести кустов - №118 и 121, № 119 и 122, №123 и 120, через краны К1 объединены в  три входные линии. К ЗПА2 подведены  шлейфы от 10 кустов скважин.

Перед входом в  ЗПА-1 от кустов скважин № 118-123 до их объединения предусмотрены отводы с задвижками на продувку в общий  коллектор.

 В каждом  ЗПА размещено по 10 входных линий  Ду300, устройства управления вводом  метанола во входные линии  и на кусты.

Внутри ЗПА  на каждой входной линии последовательно  установлены:

• ручной кран  соединяет шлейф при его продувке с коллектором. На выходе коллекторов из каждого ЗПА установлены пневмоприводные краны, после которых коллекторы объединяются в один газопровод на горизонтальный факел;.
• кран пневмоприводной  для отключения входной линии от шлейфа;
• узел впрыска метанола ;
• клапан регулирующий  для редуцирования давления до Рр=8.0;
• линии для освобождения входных ниток на свечу с задвижками ;
• клапан предохранительный пилотный, защищающий линию от превышения давления. Клапан может быть отключен от отводящего коллектора задвижкой с ручным приводом;

Кроме перечисленного, на входной линии установлены  средства, обеспечивающие функции измерения, регулирования, аварийной сигнализации, дистанционного управления, сигнализации состояния и противоаварийной защиты.

Сырой газ из входных линий поступает  в выходной коллектор Æ1020, расположенный за пределами ЗПА. Участок коллектора с входными линиями от ЗПА №1 отделен от участка с линиями от ЗПА №2 краном пневмоприводным КП3. Оба участка коллектора имеют по линии для освобождения на свечу с краном пневмоприводным , а также по 6 линий Æ426 с кранами пневмоприводными , по которым сырой газ направляется  к технологическим линиям в цеха осушки газа: от ЗПА №2 в цех по РП и от ЗПА №1 в цех . Каждая из них оснащена отводом с электроприводной задвижкой для освобождения от газа на свечу и линией с вентилем  для подачи в трубу, при необходимости, метанола.

Цех осушки газа.

В цехе осушки установлено  шесть идентичных технологических  линий производительностью 10 млн.м³/сут каждая.

Каждая линия  содержит в своём составе:

• блок газосепаратора с промывочной секцией ;
• блок абсорбера ;
• арматурный блок абсорбера ;

На линии входа  газа в блок газосепаратора установлен кран проходной пневмоприводной  (Ду400, Ру12.5) с байпасной линией, укомплектованной задвижкой  (Ду50, Ру16). Задвижка предназначена  для плавного увеличения давления в  аппарате во время пуска установки.

Блок газосепаратора с промывочной секцией представляет собой вертикальный аппарат диаметром 1800 и высотой 9980. Нижняя, кубовая  часть аппарата используется как ёмкость для сбора отсепарированной жидкости.

В средней и  верхней частях аппарата размещены 4 тарелки. Первая над кубовой частью - сепарационная, предназначена для  отделения от газа жидкой фазы. На ней  установлено 112 центробежных сепарирующих элементов.

В середине аппарата две массообменные тарелки, содержащие по 190 массообменных элементов. На этих тарелках осуществляется отмывка газа рефлюксной водой от солей и механических примесей. Рефлюксная вода подается на верхнюю массообменную тарелку из ёмкости установки регенерации ДЭГа насосами.

Верхняя тарелка  предназначена для улавливания  из потока газа капельной жидкости, она также оснащена 112-ю сепаририрующими  элементами.

Блок газосепаратора с промывочной секцией кроме  трубопроводов подвода и отвода газа обвязан следующими коммуникационными  линиями:

• линия подвода рефлюкса на верхнюю массообменную тарелку;
• линии отвода из кубовой части промывочной и отсепарированной жидкости;
• дренажная линия с задвижками.

Газ, очищенный  от пластовой воды, мех примесей и солей, отводится с верха  блока по трубопроводу Æ 426´14 и подаётся в блок абсорбера .

Блок абсорбера представляет собой  вертикальный цилиндрический аппарат  диаметром 1 800 и высотой 12 200. Аппарат  состоит из трех функциональных секций ( Рисунок 5.1):

 

Рисунок 5.1 Абсорбер (ГП – 502.00.000)

•   нижняя, кубовая - используется как ёмкость для сбора жидкости;
• средняя - массообменная;
• верхняя - каплеотбойная.