Анализ основных показателей технологического процесса сбора и подготовки скважинной продукции на Х нефтегазоконденсатном месторо. Анализ основных показателей технологического процесса сбора и подготовки
 Скачать 1.73 Mb.
|
|
1.2 Сбор газа на промысле Сбор газа, является технологическим процессом, который начинается с транспортировки добытого сырого газа от кустов скважин до 12 предварительной либо окончательной подготовки для транзита по магистральному трубопроводу. Именно поэтому под системой сбора газа понимается сеть газосборных трубопроводов, соединяющих скважины с установками подготовки газа, включая устройства, обеспечивающие её нормальную работу: установки предварительной сепарации газа, ввода ингибиторов гидратообразования, подогрева газа и другие, монтирующийся в различных частях системы. Выбор системы сбора газа зависит от целого ряда факторов: размеров месторождения; количества объектов разработки; запасов и состава газа по ним; количества эксплуатационных скважин; дебитов скважин и расположения их по площади газоносности и т.д. В процессе разработки первого из крупнейших – Медвежьего газового месторождения и Вынгапуровского месторождения был осуществлен переход на кустовое бурение вертикальных сеноманских добывающих скважин, с предварительной отсыпкой кустовых площадок и подъездных дорог. Количество скважин в кустах от 2 до 5. На Уренгойском и далее на всех осваиваемых месторождениях скважины в кустах бурятся наклонно-направленным способом. Таким образом, в северных условиях нашла применение групповая схема сбора газа с кустов скважин с децентрализованной его подготовкой на УКПГ большой производительности [2]. 13 Рисунок 1.1 - Схема сбора газа на УКПГ-1 Уренгойского ГКМ По этой схеме газ от куста скважин по одному коллектору поддается на УКПГ, Рисунке 1.1, где проходит полную подготовку и затем подается в межпромысловый коллектор, в который поступает осушенный газ и с других УКПГ этого же месторождения, а затем через узел подключения газ направляется в магистральный газопровод. Такие схемы сбора настоящее время принято называть лучевыми. Рисунок 1.2 - Схема сбора газа на УКПГ-11 Уренгойского ГКМ 14 Сбор газа производиться благодаря коллекторам, к которым в свою очередь подсоединены кусты скважин (Рисунок 1.2), именно поэтому такая схема сбора называется коллекторной. Таким образом можно утверждать, что на обустройстве крупных месторождений, где планируется несколько установок комплексной подготовки газа с дальнейшим транзитом по магистральному трубопроводу, называется групповой децентрализованной схемой сбора. Если скважины подсоединены к одной УКПГ, то такая система называется централизованной. 1.3 Методы подготовки газа и конденсата 1.3.1 Подготовка газа газовых месторождений Промысловая подготовка сеноманского газа к дальнему транспорту в настоящее время осуществляется по двум основным технологиям: Абсорционная осушка с применением диэтиленгликоля (ДЭГа) либо триэтиленгликоля (ТЭГа); адсорбционная осушка газа с использованием силикагеля (установки адсорбционной осушки газа эксплуатируются на месторождении Медвежье с 1972 г.). Сравнение этих технологий показывает, что их технико- экономические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинаково успешно. 1.3.2 Технология абсорбционной осушки газа Абсорбцией называется избирательное поглощение паров и газов жидкими поглотителями – абсорбентами. При контактировании влажного 15 газа с абсорбентом абсорбция (поглощение водяного пара из газа) протекает до тех пор, пока парциальное давление водяного пара в газе не сравняется с давлением водяного пара, растворенного в абсорбенте, т.е. до наступления равновесного состояния. До настоящего времени в нашей стране наибольшее распространение получил абсорбционный метод с применением (ДЭГа), тогда как за рубежом чаще всего используют триэтиленгликоль (ТЭГ). Основные свойства гликолей приведены в таблице 1.1. Выбор в пользу ДЭГа был сделан якобы в связи с наличием в стране собственного его производства, а также предполагалось, что абсорбция в северных условиях будет происходить при низких температурах контакта гликоль-газ, при которых преимущества ТЭГа не просматриваются [2]. На самом же деле все северные газопромыслы работали на импортном ДЭГе, а аппараты абсорбционной осушки устанавливаются в отапливаемых цехах и в настоящее время обустройство новых объектов добычи сеноманского газа проектируется с применением в качестве абсорбента ТЭГа. Гликоли являются двухатомными спиртами жирного ряда и с водой смешиваются в любых соотношениях, вода из раствора легко удаляется ректификацией. Их водные растворы замерзают при относительно низких температурах, не вызывают коррозии стали и поэтому оборудование установок осушки изготавливается из её дешевых марок. Основная технологическая схема абсорбционной осушки газа, применяемая на Медвежьем и Уренгойском(УКПГ-1-4) месторождениях, показана на рисунке 1.3. Природный газ по коллекторам от кустов газовых скважин поступает на УКПГ, где через систему переключающей арматуры и коллектор распределяется по параллельным технологическим линиям высокой производительности (первоначально 2,5 – 3 млн. м 3 /сут, затем 5 – 10 млн. м 3 /сут). На каждой технологической линии сырой газ проходит последовательно входной (первичный) сепаратор С-1, где происходит 16 отделение капельной жидкости, абсорбер А-1, в котором газ осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля, и фильтр Ф-1 для улавливания из потока осушенного газа мелкодисперсного гликоля, уносимого им из абсорбера в магистральный газопровод. Рисунок 1.3 - Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа для северных месторождений: С-1-сепаратор; А-1 -абсорбер; Р-1-колонна регенерации; Ф-1- фильтр; Т-1-теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 —холодильник; И-1- подогреватель; Е-1, Е-2, Е-3 — емкости; Н-1, Н-2, Н-3 – насосы Поток насыщенного ДЭГа (НДЭГ) из абсорбера после редуцирования поступает в емкость-выветриватель Е-1, где происходит его разгазирование-выделение газов, поглощенных раствором гликоля в процессе абсобции. Далее выветренный НДЭГ проходит рекуперативный теплообменник Т-1 «НДЭГ-РДЭГ», подогревается в нем до температуры 125 - 130°С, за счет тепла горячего потока регенерированного гликоля (РДЭГ), выходящего с установки регенерации, после чего подается в среднюю часть колонны регенерации Р-1, где из него отгоняются пары воды и легкие углеводороды. В нижнюю часть регенерационной колонны поступают нагретые пары из испарителя И-1, где, нагрев поступающего уже предварительно отпаренного ДЭГа осуществляется острым паром, 17 подаваемым от котельной. Такой способ регенерации НДЭГа называется паровым. Выделение отгоняемых паров воды из насыщенного ДЭГа в колонне происходит под вакуумом при давлении минус 0,6-0,7 МПа, создаваемом насосом Н-2. Регенерированный гликоль собирается в нижней части испарителя и отбирается «горячим» насосом Н-1, который прокачивает его через теплообменник Т-3, где он охлаждается встречным потоком НДЭГа, и далее накапливается в емкости Е-3, из которой насосом вновь подается на верхнюю тарелку абсорбера А-1. Рисунок 1.4 - Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа с многофункциональным аппаратом (МФА): А-1-многофункциональный аппарат; Р-1-колонна регенерации; Т-1- теплообменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - холодильник; И-1 - испаритель; Е-1, Е-2, Е-3 - емкости; Н-1, Н-2, Н-3 –насосы В начальный период обустройства Уренгойского месторождения на четырех первых установках осушки (УКПГ 1-4) была применена такая же схема расположения оборудования сепаратор-абсорбер-фильтр (Рисунок 1.4) единичной производительностью технологической нитки 3 млн. м 3 /сут. В дальнейшем после первичной модернизации технологического оборудования, заключавшейся в установке в верхней части абсорбера 18 фильтр-патронов, производительность абсорбера была увеличена до 5 млн. м 3 /сут (Рисунок 1.5). Рисунок 1.5 - Схема абсорбера ГП-252 В целях экономии производственных площадей и уменьшения металлоемкости оборудования на УКПГ-5 Уренгойского месторождения были размещены многофункциональные аппараты (МФА) осушки газа, рис. 3.2, производительностью 5 млн. м 3 /сут (абсорбер ГП-365 диаметром 1200 мм и высотой16м, (Рисунок 1.6),включающие сепарационную, массообменную и фильтрационную части в одном аппарате [1,2]. 19 Рисунок 1.6 - Схема абсорбера ГП-365 В настоящее время на Уренгойском месторождении на УКПГ 5-10 эксплуатируются 90 МФА проектной производительностью 5 млн. м 3 /сут. Типовая конструкция ГП-365 представляет собой колонну, функционально разделенную на три секции: сепарации, абсорбции и секции улавливания гликоля. Первая по ходу газа секция сепарации состояла из сепарационной тарелки, оснащенной 86 сепарационными 20 центробежными элементами диаметром 60 мм (ГПР-202 по спецификации АО ЦКБН). Массообменная секция состояла (в проектном варианте) из пяти контактных ступеней, каждая из которой включала ситчатую тарелку с отверстиями 6 мм и сепарационную тарелку с центробежными элементами. Следующая по ходу газа секция улавливания гликоля, состоящая из 54 фильтр – патронов с намоткой из фильтрующего материала и рукавной сетки, служит для очистки осушенного газа от капельного гликоля. Слив уловленного в секции коагуляции гликоля осуществляется по наружной переточной трубе на полуглухую тарелку абсорбционной секции. [2]. 1.3.3 Низкотемпературная сепарация (НТС) Одним из самых распространенных методов подготовки газа и одним из менее затратных на начальных этапах разработки залежи газа, является метод низкотемпературной сепарации, так как из-за значительного давления от 100 до 150 атм., которое можно преобразовать в холод при дросселировании. Низкотемпературная сепарация (НТС), является самой эффективной и часто используемой технологией обработки продукции газовых скважин, она требует минимум материальных затрат и при этом обеспечивает приемлемые показатели степени обработки газа. Цениться этот метод за простоту в эксплуатации и обслуживании. Как правило, основная технология включает в себя несколько сосудов под давлением (сепараторы), несколько теплообменников и дроссель (или турбодетандер). Данная технология предусматривает: первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; охлаждение входного потока газа в теплообменнике газ/газ потоком охлажденного газа; 21 охлаждение газа за счет дросселирования потока, здесь могут использоваться дроссель (эффект Джоуля-Томсона), трубка Ранка, турбодетандер; последующая сепарация охлажденного газа в низкотемпературном сепараторе газа; подогрев подготовленного газа в теплообменнике перед подачей в магистраль. Сырой газ со скважин поступает во входной сепаратор, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 1 для рекуперации холода с дросселированного потока газа. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменником впрыскивают ингибитор гидратообразования (гликоль или метанол). Охлажденный газ из теплообменников поступает на дроссель или детандер, где за счет дросселирования (или детандирования) падает температура потока. После охлаждения в газ поступает в низкотемпературный сепаратор, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Сухой газ из низкотемпературного сепаратора проходит через рекуперативный теплообменник 1, где нагревается и далее поступает в рекуперативный теплообменник 2, где нагревает отходящую жидкую фазу из НТС и только потом подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза из низкотемпературного сепаратора нагревается в рекуперативном теплообменнике 2 и далее поступает в трехфазный сепаратор, откуда газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу трехфазного сепаратора, направляется на регенерацию, а конденсат - на дальнейшую стабилизацию на установку стабилизации конденсата (Рисунок 1.7) 22 Рисунок 1.7 - Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (НТС) При всех достоинствах данного метода существует очень большой минус. Из-за постепенного падения давления добываемого газа в течения пяти лет после начала разработки метод низкотемпературной сепарации утрачивает свое главное свойство воспроизводить дешевый холод. Таким образом, мы приходим к выводу, что подобный метод обработки газа перед его отправкой в магистральные трубопроводы малоэффективен, так как не всегда достигаются требования по подаче газа. К другим минусам из низкотемпературной сепарации стоит отметить, низкое извлечение конденсата – извлекается лишь только конденсат, находящейся в жидком состоянии. Большая часть тяжелых углеводородов остается в газе, по причине этого не получается дойти до нужной температуры точки росы по углеводородам. В первую очередь, это негативно влияет на получение прибыли предприятия, а также ведет к проблемам при обслуживании трубопроводов. [3] 23 2 ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИНОЙ ПРОДУКЦИИ НА Х НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 2.1 Количество технологических линий (потоков) и их назначение Газовые скважины УКПГ-1Y сгруппированы в 29 кустов по 3, 4, 6, 7 шт. эксплуатационных скважин. Общее количество скважин – 163 шт., из них: 146 эксплуатационных; 5 наблюдательных на КГС; 7 наблюдательных одиночных; 2 пьезометрические; 3 поглощающие. Эксплуатационные скважины предназначены для добычи газа сеноманской залежи, подъёма его на поверхность по стволу скважин к устью, подачи через отводы фонтанной арматуры по манифольду в газосборный коллектор. Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за перемещением газоводяного контакта (ГВК), а также для точных замеров пластового давления. Пьезометрические скважины предназначены для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Поглощающие скважины предназначены для захоронения сточных вод, образующихся в процессе производственно-хозяйственной деятельности промысла в поглощающий сеноманский горизонт. 24 2.2 Система промысловых трубопроводов и участок комплексной подготовки газа Газового промысла № 1Y Х нефтегазоконденсатного месторождения. Имеется 20 газопроводов-шлейфов. Схема сбора газа лучевая и коллекторная. Прокладка газопроводов шлейфов - подземная. Предназначена для подачи газа от 29 кустов скважин на установку комплексной подготовки газа. Установка комплексной подготовки природного газа представляет собой два технологических модуля, где происходит очистка и осушка газа перед его транспортировкой в магистральном трубопроводе. Технологический модуль имеет в своем составе: • здание переключающей арматуры (ЗПА), обеспечивающая подачу газа на установку комплексной подготовки газа, прекращение подачи, сброс и продувку из шлейфов, контролирование и редуцирование давления. • цех осушки газа (ЦОГ). Предназначен для очистки и осушки природного газа в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». • цех регенерации ДЭГа и здание огневых регенераторов. Обеспечивающие регенерацию диэтиленгликоля, после абсорбера, насыщенного влагой. Общая производительность цеха доходит до 16,5 т/ч по НДЭГу. • узел редуцирования газа собственных нужд. Узел предназначен для снижения давления топливного газа перед его подачей потребителям и учёта топливного газа замерными устройствами. • площадка сепараторов низкотемпературных. Два сепаратора, предназначенные для очистки топливного газа от жидкости и механических примесей. 25 Кроме объектов технологических модулей в составе УКПГ имеется: • пункт хозрасчетного замера газа, содержит три замерные нитки. Линии предназначены для хозрасчётного замера товарного газа после цеха подготовки газа. • установка регенерации метанола, размещенная в двух зданиях и предназначенная для регенерации метанола с промыслов ХНГКМ. Три технологические линии каждая производительностью метанола с массовой концентрацией 15% - 5т/ч. Установка обеспечивает кондентрацию метанола от 90 до 96%. • площадка выпарных колонн, предназначенная для ректификации метанола из водного раствора при низком избыточном давлении (≈ 0,05 МПа) и температурах низа от 109°С до 111°С и верха - 68 ÷ 75°С а также для сбора (отделения) и отвода неиспарившихся фракций углеводородного конденсата с помощью узла конденсатоотводчика. Состоит из трех выпарных колон. • площадка АВО метанола, имеет в составе 3 аппарата воздушного охлаждения. Предназначены для охлаждения и конденсации паров метанола, поступающих с верха в сборный резервуар. • площадка расходных емкостей метанола. Имеет в составе блок трапа насыщенного метанола, 4 резервуара насыщенного метанола, 4 резервуара регенерированного метанола. Предназначена для обеспечения буферных объёмов метанола и водометанольного раствора, участвующих в технологическом процессе регенерации метанола. • площадка расходных емкостей ДЭГа и конденсата. На площадке расходных емкостей ДЭГа и конденсата размещены: блок трапа конденсата, два резервуара объёмом по 50м 3 для конденсата газа и два резервуара объёмом по 400м 3 для ДЭГа. Предназначена для обеспечения буферных объёмов ДЭГа и конденсата, участвующих в технологическом процессе. • площадка емкостей хлористого кальция и конденсата. На площадке размещены: три ёмкости, объёмом по 50м 3 каждая и две ёмкости 26 объёмом по 4м 3 каждая для приготовления 30 % раствора хлористого кальция, а также три емкости объемом по 50м 3 каждая для хранения конденсата. Раствор хлористого кальция используется при ремонтах скважин для создания противодавления на продуктивный пласт (предупреждения газонефтеводопроявлений). • технологическая насосная. В технологической насосной расположены: блок насосов подачи ДЭГа (в блоке 2 насоса); блок насосов для перекачки конденсата (в блоке 2 насоса); блок насосов перекачки ВМР (в блоке 4 насоса); блок насоса (в блоке 4 насоса) подачи метанола на стойки УВИ в ЗПА-1, ЗПА-2 и далее на кусты скважин. • площадка подогревателей топливного газа включает в себя два подогревателя. Предназначена для нагрева газа собственных нужд перед его охлаждением на узлах редуцирования. • площадка АВО газа. Состоит из двух блоков АВО газа. Каждый блок имеет в своём составе 6 аппаратов воздушного охлаждения, предназначенные для охлаждения природного газа посредством съема тепла с секций потоком воздуха. • установка сбросов на свечу. • свеча. • площадка горизонтального факела. Предназначена для продувки шлейфов. • котельная. Предназначена для выработки тепловой энергии. • газорегуляторный пункт. Имеет в составе регулятор давления, фильтр газовый, предохранительно-запорный клапан, предохранительно- сбросной клапан. Предназначен для подготовки, редуцирования давления, а также отключения подачи топливного газа. • горелки газовые на РВС-400. Горелки предназначены для выработки тепловой энергии в жаротрубно-контактных подогревателях воды. • Внутренний газопровод РВС-400. Рраб.=0,3 МПа. Предназначен для подачи топливного газа к газовым горелкам. |