|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫСтр 1 из 10Следующая ⇒
3.1. Добыча газа Описание приводится в соответствии со схемой Приложение Б3. Характеристика кустов газоконденсатных скважин и газосборных коллекторов УКПГ-1АВ приведена в таблице 3.1. Добыча газа и газового конденсата осуществляется эксплуатационными скважинами, которые группируются в кусты из 2-5 скважин. Основными факторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин неокомской (валанжинской) залежи Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин при их сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемых отборов газа и газового конденсата. Скважины, эксплуатирующие неокомские горизонты и подключенные к УКПГ-1АВ, имеют следующую конструкцию: - направление диаметром 426 мм спущено на глубину до 150 м; - кондуктор диаметром 325 мм спущен на глубину до 600 м; - техническая колонна диаметром 245 мм спущена на глубину до 1380 м(необходима для изоляции сеноманской залежи); - эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину до 3000 м. Скважины, эксплуатирующиеся по пакерному способу, имеют ниже пакера хвостовик. Эксплуатация ведется по насосно-компрессорным трубам (НКТ). При диаметре НКТ 101, 6 мм хвостовик имеет диаметр 89 мм, при диаметре НКТ 114 мм хвостовик устанавливается диаметром 101, 6 мм. Длина хвостовика 60-100 м. Для оборудования устья скважин используются колонные головки производства Венгрии и Италии, Воронежского механического завода (ВМЗ), фонтанная арматура АФК 6-150/100х210 ХЛ, АФК 6-100/100х210 ХЛ, АФК 6-100/100х350ХЛ Бакинского завода и ВМЗ. Площадка каждого куста представляет собой прямоугольное основание шириной не менее 150 м и длиной 150-300 м. Скважины в кусте располагаются вдоль продольной оси на расстоянии около 70 м друг от друга. Общий для всего куста горизонтальный факел DN 100 с обвалованием (карэ) служит для сжигания сбрасываемого газа при освобождении трубопроводов обвязки и ствола скважины, ГСК, так же при исследовательских работах. Газ на факел подается по факельным линиям 114х9 мм. Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется угловыми вентилями №15, 15’ на основе утвержденных «Технологических режимов работы газоконденсатных скважин», которые рассчитываются и ежеквартально корректируются геологической службой УГПУ. В 2008 году на УКПГ-1АВ НПО «Знание» произвело монтаж системы телеизмерения с использованием регистраторов технологических параметров РТП-04 и подключенных к ним датчиков температуры на 125 скважинах. Они обеспечивают измерение температуры и давления на каждой скважине и последующую их передачу посредством радиосигнала на рабочую станцию, установленную на пульте оператора УКПГ-1АВ. С целью предупреждения образования гидратов при эксплуатации и в период вывода скважины на режим предусмотрен ввод ингибитора гидратообразования (метанола), который подается с УКПГ по метанолопроводу 57х5 (32х3) мм. Подача метанола на куст производится путем открытия соответствующих ЗРА на стойке ИНГ-5А в здании переключающей арматуры (ЗПА) и открытии ЗРА № 13 на скважине (Приложение Б3). [Г2] Для подачи задавочной жидкости в трубное и затрубное пространство при глушении и промывке скважины в обвязке предусмотрены задавочные линии 114х12 мм. Для осуществления подземного и капитального ремонта скважин, операций по установке и управлению подземным оборудованием и проведения исследовательских работ у каждой скважины предусматриваются: · площадка отключающей арматуры, которая используется как при эксплуатации, так и при проведении ремонтных и исследовательских работ. · площадка для установки агрегата «АЗИНМАШ»; АКРО-80/400 и др.; · площадка для лебедки канатной техники; · якоря для крепления мачты подъемного агрегата; · площадка для приемных мостков;
Природный газ от кустов газовых скважин транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). \На УКПГ–1АВ принята лучевая схема сбора газа, при этом от каждого куста газовых скважин до УКПГ проложен один коллектор, который может служить и в качестве замерного. Диаметры коллекторов УКПГ-1АВ приняты равными 168х14, 219х16 или 273х20 мм в зависимости от производительности куста (характеристика кустов газоконденсатных скважин и газосборных коллекторов представлена в таблице 3.3). При изменении параметров режима работы скважины существует возможность отработки скважин на горизонтальную факельную установку куста (ГФУ) путем установки на ГФУ необходимой шайбы для получения необходимых термобарических параметров при продувке (прогреве) скважины (на усмотрение мастера по добыче нефти, газа и конденсата или мастера по подготовке газа в его отсутствие), закрытия ЗРА № 6 и плавного открытия ЗРА №№ 7, 8.
Таблица 3.1 – Показатели разработки по залежам УКПГ-1АВ на 4 квартал 2013 года.
Таблица 3.2 – Показатели разработки по скважинам УКПГ-1АВ на 4 квартал 2013 года.
Таблица 3.3 – Характеристика кустов газоконденсатных скважин и газосборных коллекторов по состоянию на 4 квартал 2013 года
УЗЕЛ ВВОДА ГАЗА ЗПА УКПГ
Описание приводится в соответствии со схемами Приложение Б5, Б6. Пластовый газ от кустов газоконденсатных скважин с параметрами, согласно технологического режима, по коллекторам-шлейфам поступает в два здания переключающей арматуры ЗПА № 110 (схема Приложение Б5), № 125 (схема Приложение Б6), где размещены узлы подключения кустов.[Г3] Узлы подключения кустов позволяют осуществлять переключения и подавать газ: · в общий газосборный коллектор, идущий на установку НТС (на т.н. №№ 1-8); · в низконапорный коллектор для подачи газа на технологическую нитку, работающую в низконапорном режиме (т.н. №№ 3, 4, 7, 8); · в замерной коллектор, идущий на один из замерных сепараторов С-203/1-4. При необходимости замера дебита куста или отдельной скважины, определения конденсатных характеристик и содержания метанола в газе закрывается входная задвижка блока ЗПА, открывается перепускная задвижка и задвижка на трубопроводе подачи газа в замерной коллектор, по которому газ направляется в один из замерных сепараторов С-203. Из каждого ЗПА выходят по четыре замерных коллектора, подключенных к замерным сепараторам С-203/1-4. Все узлы подключения кустов идентичны. В ЗПА № 110 размещено 28 узлов подключения, в ЗПА № 125 – 26 узлов. Все узлы подключения ЗПА связаны с общим коллектором сырого газа, от которого, в свою очередь, по отдельным коллекторам осуществляется распределение газа на восемь технологических ниток[Г4] установки НТС (схема Приложение Б4). Все пневмоприводные задвижки в ЗПА имеют местное и дистанционное управление, а также сигнализацию состояния «открыто-закрыто» с выходом сигнала на пульт операторных УКПГ-1АС, УКПГ-1АВ. При увеличении давления в ГСК по показаниям прибора №4 (PT) на схеме Приложение Б5, Б6 [Г5] в ЗПА №№110, 125 необходимо увеличить подачу метанола на куст, при отсутствии изменений, остановить ГСК путем закрытия ЗРА № N-1 в ЗПА (Приложение Б5, Б6, N – номер куста) и закрытия ЗРА №№ 3 и 3’ (Приложение Б3) на одной из скважин куста, все остальные скважины куста остановить путем закрытия ЗРА № 6 (Приложение Б3). Стравить давление в остановленном ГСК до 0, 5 МПа на ГФУ куста путем открытия ЗРА №7, 18 на скважине с открытой ЗРА №6 и закрытыми ЗРА №№ 3 и 3’ [Г6] (Приложение Б3). Подать метанол в ГСК в ЗПА путем открытия ЗРА № Nш. Далее плавно открыть ЗРА № N-1 для продувки ГСК на ГФУ. После продувки произвести обратные действия, запустить ГСК в работу.
3.3. ПОДГОТОВКА ГАЗА И КОНДЕНСАТА
Установка низкотемпературной сепарации (НТС) обеспечивает разделение сырого газа (газоконденсатной смеси) на газ осушенный и нестабильный конденсат. Принцип действия установки заключается в том, что газовый поток проходит последовательно три ступени сепарации, отличающиеся условиями разделения (температура, давление). Параметры разделения в каждой ступени должны обеспечивать максимальную конденсацию и выделение жидкой фазы определенного состава. Технологическая схема и оборудование рабочих линий имеют незначительные отличия, в связи с этим описание приводится согласно т.н. № 2 (Приложение Б7). Принципиальная технологическая схема опытной нитки № 7 идентична схеме рабочих технологических ниток и отличается только оборудованием и большей в 2 раза производительностью. Сырой газ через пневмоприводную задвижку № 2-1 поступает в блок первичного сепаратора С-201 (С-01). Блок первичного сепаратора состоит из вертикально расположенного сепаратора с жалюзийной насадкой и горизонтальной разделительной емкости. Газ подается в среднюю часть сепаратора, на входе потока установлена отбойная пластина и происходит изменение направления и скорости потока. При изменении скорости газа происходит частичное выделение взвешенных в нем капель жидкости, которые стекают вниз под действием гравитационных сил по поверхности ребер. Для более полного выделения капель жидкости из газового потока установлены жалюзийные насадки. Проходя через жалюзийные насадки, газовый поток неоднократно изменяет свое направление, что приводит к выделению капель жидкости. Стекая по насадке, капли укрупняются, образуют пленку и смачивают насадку. Затем жидкость попадает в сливные трубки, по которым стекает в сливные карманы, служащие гидрозатворами. Из сливных карманов жидкость направляется в разделительную емкость, где происходит выделение газа из отделившейся в сепараторе жидкости. Газ возвращается в первичный сепаратор, а жидкость (конденсат и водометанольный раствор) собирается в разделительной емкости блока первичного сепаратора. Из разделительной емкости жидкость через клапан-регулятор уровня Газ с верха первичного сепаратора далее подается в блок теплообменников «газ-газ» Т-201 для охлаждения. Необходимость охлаждения газового потока связана с тем, что понижение температуры позволяет конденсировать капельную жидкость, распределенную в газовом потоке. При этом, чем ниже температура потока, тем большее количество жидкости выделится из него. Газ поступает в распределительную камеру теплообменника, разделенную перегородкой, а затем в трубное пространство. В межтрубное пространство теплообменника поступает холодный поток осушенного газа, являющийся хладагентом. Охлажденный газ из теплообменника Т-201 поступает в промежуточный сепаратор С-204 (С-04), где из газового потока выделяется капельная жидкость, образовавшаяся при охлаждении сырого газа. Для интенсификации процесса отделения капель жидкости от газа на входе в сепаратор установлен центробежный регулятор. На выходе из завихрителя поток газа приобретает вращательное движение, капли жидкости под действием центробежных сил отбрасываются к стенкам аппарата, укрупняются и под действием гравитационных сил стекают вниз. Жидкость собирается в нижней части аппарата и через клапан-отсекатель № Ко241 и клапан-регулятор уровня № Кр241 направляется в блок разделителя Р-201. Выделившийся в Р-201 газ подается перед входом в низкотемпературный сепаратор. Существует возможность объединения сбросов жидкости с первичных сепараторов для получения в одном из блоков разделителей Р-01 водометанольного раствора (ВМР) более низкой концентрации для дальнейшей его утилизации. И существует возможность объединения сброса жидкости с промежуточных сепараторов (С-04) для получения ВМР более высокой концентрации и дальнейшей его регенерации. Газ из промежуточного сепаратора С-204 поступает для охлаждения в блок теплообменников Т-202 «газ-газ», принцип действия которого полностью идентичен теплообменнику Т-201. Хладагентом здесь также является осушенный газ. Дальнейшее понижение температуры газового потока перед низкотемпературным сепаратором достигается с помощью дроссельного эффекта. В качестве дросселя на всех т.н. №№ 1-8 установлены ШР-27, на т.н. №№ 6, 8 параллельно ШР-27 так же установлены эжектора ЭГ-9 (Приложение Б7, Б9). Далее охлажденный до температуры минус 25÷ 32 оС сырой газ подается в среднюю часть вертикального низкотемпературного сепаратора С-202 (С-02). В поток сырого газа перед вводом его в С-202 подается газ выветривания жидкости[Г7] из блока разделителя Р-201 и газ из замерного сепаратора С-203/2. На технологических нитках №№ 3, 4, 6 выполнена модернизация сепаратора С-202 (по чертежам ЦКБН ГПР 743.00.000): вместо существующего узла ввода газа в виде коагулятора из сетки смонтирован новый узел для предварительного отделения жидкости, коагуляции мелкодисперсного аэрозоля и тангенциального ввода газожидкостного потока в аппарат. Над уровнем жидкости в аппарате для исключения вторичного уноса установлен защитный лист, вместо сетки установлена тарелка с центробежными сепарационными элементами в количестве 98 шт. Выделившаяся в низкотемпературном сепараторе жидкость (конденсат и водометанольный раствор) собирается в его нижней части. Далее жидкость подается через клапан-регулятор При превышении давления в аппарате свыше 8, 25 МПа срабатывает система предохранительных клапанов, происходит сброс газа на факел. Осушенный газ из низкотемпературного сепаратора проходит последовательно через межтрубное пространство теплообменника Т-202, где нагревается встречным потоком сырого газа, затем через клапан-регулятор Mokveld № 2-6, с помощью которого происходит регулирование давления газа в низкотемпературном сепараторе. При необходимости повышения температуры в низкотемпературном сепараторе и теплообменниках Т-201, Т-202 необходимо открыть ЗРА № 2-7 («тепловой кран») и с помощью клапана-регулятора Кр2-7 подать часть газа на выход Т-201. Далее газ подается через межтрубное пространство теплообменника Т-201, где происходит охлаждение встречного потока сырого газа, далее осушенный газ поступает на узел замера расхода газа, установленный на выходе технологической нитки, где его количество определяется методом переменного перепада давления на сужающем устройстве ДК - 100х300 (описание работы узла приводится в п. 3.4 настоящего Регламента). На выходе с т.н. установлен клапан-регулятор давления № Кр2-4 для регулирования давления в аппаратах технологической нитки. Далее осушенный газ поступает в АВО газа поз. 104, 105 (Приложение Б4), где дополнительно охлаждается, при необходимости, и через шаровой кран № 206 (Приложение Б4) может подаваться в магистральный газопровод (неиспользуемая схема на УКПГ-1АВ при нормальном режиме работы установки по причине невозможности достижения требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе С-202 при существующих входных термобарических параметрах скважинной продукции), либо через шаровой кран № 205 (Приложение Б4) на технологические нитки ЦОГ и далее на 1-ую и/или 2-ую ступень ДКС-1АС в зависимости от выбора схемы работы (схемы работы газа УКПГ-1АВ от крана № 205 на ДКС-1АС описаны в технологическом регламенте эксплуатации УКПГ-1АС и ДКС-1АС (далее – ТР УКПГ-1АС). Замерные сепараторы С-203 Для замера дебита скважин или куста в каждом технологическом корпусе имеются по два замерных сепаратора С-203. С-203/1, 2 в т.ц. № 100 (Приложение Б7) и С-203/3, 4 в т.ц. № 102 (Приложение Б9). Газ через замерной коллектор из ЗПА №№ 110, 125 подается на вход в замерной сепаратор, где установлено центробежный регулятор, с помощью которого капельная жидкость отделяется от газового потока. Жидкость (конденсат и ВМР) собирается в разделительной емкости, а газовый поток через замерную диафрагму направляется в трубное пространство теплообменников Т-203, охлаждается встречным потоком смеси жидких углеводородов от С-02 с температурой минус 25 – минус 32 оС и далее поступает в линию входа газа в низкотемпературный сепаратор С-02. С замерного сепаратора С-203/1 газ может подаваться в линию входа в низкотемпературные сепараторы С-302, С-402; с С-203/2 - в С-102, С-202; с С-203/3 - в С-702, 802; с С-203/4 - в С-502, 602. Такая схема обеспечивает вынос жидкости из газосборных коллекторов за счет снижения давления на входе в С-203 в связи с последующей подачей газа сразу в С-02. Отделившаяся жидкость [ИАС8] из С-203 через клапан-отсекатель № КоNzв1 и клапан-регулятор № КрNzв1 (где N – номер замерного сепаратора С-203, N – 1-4) сборку поступает в блок разделителей первой ступени Р-01 (схема Приложение Б7, Б9). Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-11; Просмотров: 1435; Нарушение авторского права страницы