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.
|
|
2.3 Характеристика исходного сырья, изготовляемой продукции 2.3.1 Характеристика исходного сырья Исходным сырьем является природный газ сеноманской газоносной толщи. Характеристика сырого газа, поступающего на установку осушки газа, приведена в таблице 2.1. Таблица 2.1- Характеристика сырого газа Состав газа, % об. СН 4 С 2 Н 6 С 3 Н 8 N 2 СО 2 98,43 0,11 0,02 1,1 0,34 Плотность газа по воздуху, относительная 0,56 Потенциальное содержание конденсата на начало разработки, г/м 3 0,13 ÷ 0,15 2.3.2 Характеристика товарной продукции Получаемая на промысле товарная продукция - очищенный от механических примесей и капельной жидкости природный газ, имеющий следующие основные физико-химические свойства: • газ без цвета, запаха и вкуса; • температура кипения - минус 161,6°С; • температура самовоспламенения - 537° С; • предельно-допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны - 7000 мг/м 3 28 Товарный газ должен соответствовать требованиям СТО Газпром 089- 2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». 2.4 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 2.4.1 Фонд эксплуатационных скважин Через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты осуществляется добыча природного газа. Основными факторами, характеризующими конструктивные особенности скважин Х нефтегазоконденсатного месторождения, являются: надежность и получение задаваемого отбора газа. 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, 3 поглощающих и 12 наблюдательных, 2 пьезометрические. Сырой газ через фонтанную арматуру по манифольду поступает в коллектор газосборный и далее по шлейфу транспортируется на УКПГ. На линиях от фонтанной арматуры до ГСК последовательно установлены: замерное устройство, устройство отсекающее, отключающее скважину при порыве шлейфа и задвижка. Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе «Технологических режимов работы газовых скважин», которые ежеквартально корректируются. Газ, проходя по шлейфам с кустов до установки комплексной подготовки газа охлаждается за счет теплообмена с окружающей средой и дросселирования за счет потери давления на трение. При условиях насыщения влагой (влажность 100%) при уменьшении температуры природного газа возможно образование гидратов. 29 Для профилактики гидратообразования и устранения образовавшихся гидратных пробок предусмотрена подача в шлейфы и коллекторы ингибитора гидратообразования - метанола. Метанол подается из зданий переключающей арматуры через узел впрыска метанола по трубопроводам диаметром 57х4 мм в затрубье скважин и в шлейфы-коллекторы скважин. 2.4.2 Площадка поглощающих скважин На площадке поглощающих скважин УКПГ-1Y поглощающие скважины. Целевое назначение скважин – подземное захоронение под газовую залежь в сеноманский горизонт нормативно очищенных промышленных и хозяйственно-бытовых сточных вод. Нормативы содержания компонентов состава сточных вод, влияющих на приёмистость поглощающих скважин и токсичность закачиваемых сточных вод: взвешенные вещества (мех. примеси) менее 300 мг/дм 3 ; нефтепродукты менее 150 мг/дм 3 ; диэтиленгликоль менее 4000 мг/дм 3 ; метанол менее 40000 мг/дм 3 ; окисное железо менее 15 мг/дм 3 ; рН от 5 до 8. Рекомендуемые расходы нагнетания сточных вод в поглощающий горизонт составляют до 200-300 м 3 /сут в одну скважину. Буферное давление нагнетания закачиваемых стоков в поглощающий горизонт не должно превышать 5,0 МПа. Высокие давления отрицательно сказываются на состоянии цементного кольца в затрубном пространстве скважины, ведут к образованию в нём трещин, зазоров между колонной и внутренней поверхностью цементного кольца. Минимальные давления нагнетания (1 – 2 30 МПа) обеспечивают достаточно равномерное заполнение пласта – коллектора сточными водами. Под воздействием развиваемого насосами давления сточные воды по скважинам через фильтровые интервалы поступают в пласт-коллектор и заполняют его поровое пространство, вытесняя пластовые воды и частично смешиваясь с ними. В работе как правило находится только одна из трёх поглощающих скважин, две другие находятся в резерве. В случае установления давления нагнетания более 5 МПа поглощающая скважина выводится в ремонт, а закачка сточных вод переводится на одну из резервных скважин. Трубное и затрубное пространство поглощающей скважины, находящейся в резерве, должны быть заполнены незамерзающей жидкостью в интервале распространения многолетнемёрзлых пород. Перевод поглощающей скважины на незамерзающую жидкость производится при любой остановке закачки на срок более 3-х суток, во избежание замерзания воды в скважине и последующего нарушения целостности обсадных и лифтовой колонн. При переводе поглощающей скважины из режима закачки в резерв или ремонт необходимо: закрыть отсекающую задвижку на линии подачи стоков, рабочую задвижку на фонтанной арматуре, произвести освобождение данной линии от жидкости в приёмную передвижную ёмкость через дренажный вентиль. Подготовить резервную скважину для ввода в эксплуатацию. Перевести подачу стоков по линии в резервную скважину, для чего последовательно открыть отсекающую задвижку, рабочую задвижку на фонтанной арматуре скважины. Скважину, переводимую с закачки в резерв или ремонт, в интервале от статического уровня (на данный момент времени и с поправкой на удельный вес) до глубины 600 м, заполнить незамерзающей жидкостью. Все операции по переводу скважин с режима закачки в резерв или ремонт и наоборот оформляются актами, с указанием причины перевода. 31 Виды, объекты, содержание и периодичность контроля за подземным захоронением сточных вод на ХНГКМ включают в себя: визуальный ежедневный осмотр водоводов с целью исключения утечек из них и их соединений (по всей протяженности водоводов на площадке УКПГ и полигона ЗСВ). ежедневные замеры буферного, затрубного и межколонного давлений. Ежедневные замеры расхода, давления и температуры сточных вод на выходе насосного оборудования на пульта УКПГ-1Y. 2.4.3 Участок комплексной подготовки газа На УКПГ технологические установки подготовки газа разделены на два автономных блока - модуля, что позволит поэтапно вводить сооружения в эксплуатацию и обеспечивает маневренность в случае аварийных ситуаций. В каждый блок-модуль входит ЗПА, цех осушки газа, цех регенерации ДЭГа, узел хозрасчетного замера газа. Цех регенерации метанола предусмотрен на УКПГ – 1Y и размещается в одном здании. Основные показатели УКПГ-1Y представлены в таблице 2.2. Таблица 2.2- Основные показатели работы УКПГ-1Y: Количество газа, подаваемого в межпромысловый трубопровод ХНГКМ, млн м 3 /ч (млн м 3 /сут) 0,2 ÷ 4,8 (5 ÷ 115,2) Давление газа на выходе в межпромысловый трубопровод ХНГКМ, МПа 4,0 – 7,0 32 Температура газа на выходе в межпромысловый трубопровод ХНГКМ, С минус 2 ÷ 15 Температура точки росы газа по воде на выходе в межпромысловый трубопровод ХНГКМ, °С в летний период не выше минус 14 в зимний период не выше минус 20 2.5 Сооружения основного производства На сооружениях основного производства УКПГ осуществляется очистка и осушка природного газа в соответствии с требованиями СТО Газпром 089- 2010. На УКПГ применена типовая установка гликолевой осушки газа с использованием технологических блоков разработки АО “ЦКБН”, (г. Подольск), поставляемых комплектно со средствами контроля и автоматизации. Перед подачей в магистральный трубопровод происходит процесс осушки газа проходит абсорбционным методом, где ингибитором выступает метанол. Единичная пропускная способность одной технологической линии цеха осушки газа - 10 млн.м 3 /сут. Количество технологических линий в каждом цехе 6. Регенерация гликоля - огневая, производительность технологической линии - 16500 кг/ч. Количество линий в каждом цехе - 2. Регенерация метанола – огневая. В цехе установлено три технологических линии регенерации. Производительность каждой линии по насыщенному метанолу, с концентрацией от 15 % (масс.) - 5000 кг/ч. 33 2.5.1 Здания переключающей арматуры (ЗПА-1, ЗПА-2) Газ по шлейфам под давлением 7 Мпа при температуре от 5 до 15°С проходит в входные нити зданий переключающей арматуры (ЗПА-1 и ЗПА-2). Функция входных нитей ЗПА заключается в подаче газа на УКПГ, также прекращение подачи, сброс, продувка газа, контоль и редуцирование давления входного газа. 18 кустов скважин подведены шлейфами к ЗПА-1. 11 кустов к ЗПА-2. В каждом здании запирающей арматуры расположено 10 входных нитей, а также механизмы управления подачи метанола на кусты и во входные нитки. Внутри ЗПА на каждой входной нитке последовательно установлены: линия продувки шлейфа через кран в общий коллектор и далее через пневмоприводной кран в общий газопровод с двух ЗПА на горизонтальный факел. кран пневмоприводной для отключения подачи газа из шлейфа во входную нитку; узел впрыска метанола во входную нитку; 2 клапана регулирующих для редуцирования давления во входной нитке; линия освобождения входной нитки через задвижку в свечной коллектор и далее через задвижку на свечу, или через задвижку на площадку факельных сепараторов; для защиты входной нитки от превышения давления на ней установлена линия сброса газа через клапан предохранительный пилотный в общий коллектор и далее на площадку факельных сепараторов; кран с ручным приводом для отключения подачи газа из входной нитки в выходной коллектор. 34 Метанол в каждое ЗПА подается из технологической насосной по двум метанолопроводам на блок фильтров. На каждом метанолопроводе установлено по два фильтра (рабочий и резервный). От фильтров, через задвижку и кран шаровый метанол распределяется по трубопроводам к УВИ 160-ТМ №1 входных ниток ЗПА-1 и ЗПА-2. Устройство УВИ 160-ТМ №1 содержит в своём составе: входной, байпасный и выходной вентили; электромагнитный клапан; дроссель; редуктор перепада давления; сигнализатор перепада давления; блок дозирования; клапан обратный . От фильтров (на КГС) после задвижки и крана шарового метанол распределяется по трубопроводам на кусты газовых скважин через аналогичные устройства замера и дозирования метанола (УВИ 250-ТМ №2). Кроме перечисленного, на входной нитке установлены средства КИП и А, цель которых в обеспечении безопасности (аварийная сигнализация, состояния и защиты от пожаров), измерений, регулирования и управления. Через входные нитки сырой природный газ поступает в выходной коллектор, который располагается за пределами зданий переключающей арматуры. Входные нитки ЗПА-1 отделены от ЗПА-2 превмоприводным краномОба коллектора оборудованы линиями для сброса газа на свечу чезез краны пневмоприводные. Сырой природный газ с выходных коллекторов с каждого ЗПА распределяется в 12 внутренних газопроводов чезе которые осуществляется транзит на технологические линии цехов осушки газа. Каждая линия подачи природного газа в цех осушки газа через задвижку оснащена свечными отводами для высвобождения на площадку факельных сепараторов, а через 35 другие задвижки для сброса на свечу. К каждой линии подсоединен трубопровод для подачи при необходимости метанола в газопровод. 2.5.2 Цеха регенерации ДЭГа Применение для осушки газа на УКПГ-1Y Х месторождения в качестве абсорбента раствора диэтиленгликоля с концентрацией 99,3 % обеспечивает достижение точки росы в минус 20 °С после осушки газа. Многолетние исследования доказали эффективность применения осушки газа в абсорберах придает повышенная концентрация метанола в 99% и выше. Но, если учесть, что при разложении гликолей с образованием побочных веществ (органических кислот) ниже температуры кипения, следует проводить регенерацию при температуре не более 165 °С и под вакуумом. Цех регенерации ДЭГа состоит из двух независимых технологических ниток. Каждая технологическая нитка включает: • блок разделителя НДЭГа; • блок фильтров НДЭГа; • теплообменник РДЭГ-НДЭГ; • блок регенератора гликоля; • 2 испарителя; • блок разделителя рефлюкса; • разделитель конденсат-вода; • печь подогрева теплоносителя-НДЭГа; • теплообменник газ-ДЭГ; • блоки насосов и насосные установки; • емкости; • фильтрующие элементы. 36 Регенерация абсорбента осуществляется по следующей схеме(Рисунок2.1). Рисунок 2.1 – Установка регенерации гликоля с паровым подогревом: 1 - фазовый разделитель; 2– сепаратор; 3– фильтр; 4– теплообменник; 5- десорбер; 6-испаритель; 7- конденсатор холодильник; 8- емкость орошения; 9- насос орошения; 10- холодильник Регенерация абсорбента осуществляется по следующей схеме. Насыщенный диэтиленгликоль (НДЭГ) концентрации 98,0-99,0% массовой концентрации из абсорберов технологического корпуса подготовки газа по трубопроводу с давлением 0,6 МПа поступает в блок разделителя НДЭГа , где происходит дегазация НДЭГа и отделение газового конденсата из смеси. Из разделителя поток НДЭГа через блок фильтров, где гликоль очищается от механических примесей и продуктов разложения, направляется в трубный пучок теплообменников, а часть НДЭГа на орошение блока регенератора гликоля. Циркулируя в трубных пучках теплообменников насыщенный гликоль нагревается потоком РДЭГа до температуры 160°С и поступает в колонну регенератора гликоля. 37 В результате противоточного движения неравновесных паров и жидкостей на контактных тарелках колонны жидкость обогащается диэтиленгликолем, а пары - водой. С контактных тарелок НДЭГ стекает на глухую тарелку колонны регенератора гликоля, с которой по трубопроводу с температурой 155-175°С направляется в межтрубное пространство испарителя, где нагревается рециркуляционным потоком ДЭГа, движущемуся по трубному пучку, смешивается в этом же испарителе с регенерированным ДЭГом и насосами подается в змеевик печи подогрева гликоля. Выпаренная в испарителе влага (пары воды, газового конденсата) отводится под глухую тарелку колонны регенератора гликоля. В печи подогрева гликоля НДЭГ нагреваются до температуры 203°С и часть нагретого ДЭГа, в количестве не более 27800 кг/ч поступает в другой испаритель, где происходит окончательная выпарка влаги. Остальная часть потока гликоля, так называемый рециркуляционный, из печи возвращается в первый испаритель. РДЭГ с температурой 199°С направляется в кубовую часть колонны регенератора гликоля откуда насосами подается в межтрубное пространство теплообменников, а пары воды и газового конденсата отводятся под глухую тарелку колонны регенератора и далее с верха колонны направляются в воздушный холодильник, где конденсируются и охлаждаются, после чего поступают в разделитель. В теплообменниках РДЭГ охлаждается встречным потоком НДЭГа до температуры 64-72 °С и направляется в емкость. Из емкости РДЭГ насосами подается в теплообменники, где охлаждается до температуры 30°С встречным потоком осушенного газа, циркулирующего по межтрубному пространству, и направляется в коллектор регенерированного ДЭГа и далее в абсорберы цеха подготовки газа. Разделитель предназначен для разгазирования НДЭГа и отделения от газового конденсата. Разделитель работает по принципу дегазации растворенных газов из НДЭГа при снижении давления и отделения конденсата из-за разницы удельных весов НДЭГа и жидких углеводородов. 38 Разделитель представляет собой цилиндрический сосуд ø2200х 10мм, длиной 8400мм со встроенной в верхней части колонкой дегазации ø600х8мм и высотой 2000мм. Колонка дегазации представляет собой полый цилиндр с секционным коагулятором по всему сечению. Газожидкостная смесь через входной штуцер с тангенциальным вводом поступает в колонку дегазирования, где происходит выветривание газа. Газ выветривания проходит секционный коагулятор, где коагулируется и отделяется НДЭГ, уносимый с потоком газа. Выделившийся газ направляется в линию газа на собственные нужды, а НДЭГ стекает в корпус разделителя. Смесь НДЭГа и газового конденсата проходит сетчатый коагулятор, где происходит укрупнение капель газового конденсата и поступает в отделение отстоя. Здесь происходит отделение газового конденсата от НДЭГа из-за разницы удельных весов. Конденсат переливается в конденсатосборник откуда сбрасывается в емкость. НДЭГ поступает в отсек тяжелой фазы откуда направляется в блок фильтров НДЭГа. Блок фильтров предназначен для очистки НДЭГа от растворенных углеводородов, продуктов разложения и осмоления ДЭГа и механических примесей. Блок регенератора гликоля предназначен для разделения смесей, т.е. обогащения жидкости ДЭГом, а паров - водой и газовым конденсатом. Регенератор гликоля представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд ø1600 х 20мм высотой 21250мм. Блок регенератора ДЭГа состоит условно из трех секций: верхней с регулируемым режимом орошения, средней массотеплообменной и нижней кубовой, служащей для сбора и накопления РДЭГа. Колонна оснащена четырьмя пакетами регулярных насадок и специальными тарелками между ними, за счет которых происходит распределение потоков орошения и НДЭГа по сечению колонны. 39 Подаваемый в колонну НДЭГ стекает по контактным устройствам в нижнюю часть колонны. Навстречу потоку жидкости поднимаются пары, подаваемые из испарителей под глухую тарелку. Пары, поступающие на тарелку с нижележащей тарелки, имеют более высокую температуру, чем стекающая с вышележащей тарелки жидкость. В результате контакта паров и жидкости происходит выравнивание температур, при этом из паров, которые охлаждаются, выделяется в жидкую фазу некоторое количество ДЭГа, а из стекающей жидкости испаряется некоторое количество воды и газового конденсата. В парах по мере их подъема по колонне уменьшается содержание ДЭГа и соответственно возрастает концентрация воды и газового конденсата, а в стекающей жидкости уменьшается количество воды и газового конденсата. |