Аппаратура и способы учета объемов транспортируемой продукции газоконденсатных скважин. Ханина А.А. Kursovoy_proekt_NGD-b-o-17-6_g. Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка газа и газоконденсата на промыслах
 Скачать 298.84 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт наук о Земле Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине: Сбор и подготовка газа и газоконденсата на промыслах на тему: Аппаратура и способы учета объемов транспортируемой продукции газоконденсатных скважин прохождения практики:
Отчет защищен с оценкой ________________________ Дата защиты__________________ Ставрополь, 2021 г 
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Газовая промышленность – это сложная сфера, а газ, в свою очередь, является богатством и экономической составляющей многих стран. В связи с этим, разработке и эксплуатации скважин уделяется большое количество внимания и ресурсов. Для каждого вновь открытого газового и газоконденсатного месторождения составляются проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора продукции скважин, которая закладывается в данном проекте. Транспортировка продукции скважин от их устья до центрального пункта подготовки и перекачки нефти называется сбором При исследованиях газоконденсатных скважин большое внимание уделяют определению физико-химических параметров газа и конденсата, необходимых как для подсчета запасов газа и конденсата, составления проектов разработки газоконденсатных месторождений и обустройства промысла, так и для определения направлений переработки конденсата и его использования. Данная работа посвящена именно этому – транспортируемой продукции газоконденсатных скважин. 1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Газовые и газоконденсатные скважины Природные газы, как и нефть в земной коре, приурочены к осадочным отложениям и скапливаются в породах-коллекторах, т.е. в пористых и проницаемых породах, способных содержать и отдавать эти флюиды. Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в осадочном чехле и фундаменте земной коры на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Еще на первичном этапе проводят исследование местности на запасы, а после уже исследование скважин. Газовые месторождения по наличию или отсутствию конденсата в пластовом газе, то есть по составу пластовых флюидов, делятся на следующие категории: а) газовые месторождения - содержат легкие углеводороды парафинового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте. Содержание метана составляет 94-98% по объему; б) газоконденсатные месторождения - содержат углеводороды парафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана (С5Н12) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления. Содержание метана в пластовом газе составляет 70-90% по объему; в) газонефтяные месторождения - имеют газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 30-50%, остальное - тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы; г) газоконденсатнонефтяные - это газоконденсатные месторождения, имеющие нефтяную оторочку; д) газогидратные месторождения - содержат газ в продуктивных отложениях в твердом гидратном состоянии. По содержанию стабильного конденсата газоконденсатные месторождения подразделяются на группы: А) с незначительным содержанием стабильного конденсата - до 10 см3/м3; Б) с малым содержанием стабильного конденсата - от 10 до 150 см3/м3; В) со средним содержанием стабильного ковденсата - от 150 до 300 см3/м3, Г) с высоким содержанием конденсата - от 300 до 600 см3/м3; Д) с очень высоким содержанием конденсата - свыше 600 см3/м3. По величине запасов газа месторождения классифицируются на: а) уникальные — свыше 500 млрд. м3; б) крупные - 30-500 млрд. м3; в) средние - 3-30 млрд. м3; г) мелкие - 1-3 млрд. м3; д) очень мелкие - до 1 млрд. м3. 1.2 Подсчет запасов газа Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщенного объема Пн, термодинамической характеристики залежи и характеристики самого газа. Расчетная формула следующая (формула 1.1) :  (1.1)Для определения приведенных параметров бурится значительное число разведочных скважин на месторождении с большим отбором керна их продуктивных пластов, и затем строятся карты: структурная (определяется S); карта пористости (определяется среднее значение); эффективных мощностей (определяется hcp); емкостного параметра. По отобранным пробам исследуют физико-химические свойства природного газа: состав, плотность, критические параметры Ркр, Ткр, определяют начальное пластовое давление по карте изобар (средневзвешенное по объему), пластовую температуру Тпл. Объемный метод применяется, в основном, до разработки месторождения. Впоследствии запасы уточняются при уточнении геологии залежи в процессе эксплуатационного бурения. Метод подсчета запасов по падению давления применяют преимущественно в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме. Расчетная формула известна (формула 1.2) :  (1.2)Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газонасыщен- ности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Но точность метода зависит от точности определения средневзвешенного пластового давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Pt/zt (график. 1.1).  График1.1 - Зависимость Pi/zt для водонапорного и газового режимов и изменение отбора газа из залежи Q(t) в процессе разработки. Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15% начальных запасов и затем ежеквартально уточняться. 1.3 Особенности сбора продукции скважин Сбор, транспортирование и подготовка газа и конденсата на газовых месторождениях существенно отличается от сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях. Основное отличие, прежде всего, сводится к тому, что на нефтяных месторождениях мы имеем дело с добычей и транспортированием вязких нефтяных эмульсий по трубопроводам, а на газовых месторождениях – с добычей и транспортированием маловязких «чистых» газов и газоконденсатных смесей. Сбор газа — это технологический процесс транспортировки сырого газа от скважин до установок предварительной (УППГ) или окончательной (УКПГ) подготовки его к дальнему транспорту по магистральным газопроводам. Соответственно 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, монтирующиеся в различных частях системы. Газ на газовом месторождении собирается для подачи на головную компрессорную станцию, которая транспортирует его по магистральному газопроводу к потребителям с возможно меньшими гидравлическими потерями, капитальными и эксплуатационными расходами. 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. Учитывая большое разнообразие условий и влияющих факторов, до настоящего времени не имеется унифицированных схем сбора газа, а описанные в литературе являются самыми общими и скорее отражают развитие их во времени, определяемое уровнем технологии эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. Основные требования, предъявляемые к проектированию систем сбора газа и конденсата: 1. Точный замер газа и конденсата по каждой скважине для выбора необходимого оборудования контроля и регулирования процессов подготовки; 2. Обеспечение герметизированного процесса сбора газа на всем протяжении от установок добычи до магистральных трубопроводов; 3. Обеспечение показателей качества газа в соответствии с их стандартами; 4. Учет количества продукции газовых скважин; 5. Обеспечение высоких экономических показателей и минимум метеллозатрат; 6. Возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; 7. Надежность технологических установок и возможность полного контроля технологических процессов; 8. Возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом. 1.4 Системы сбора и транспортирования продукции Элементы газосборной сети являются общими для разных месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газосборных пунктов (ПГСП) (рис. 1.1, а, б, в, г). Форма газосборных коллекторов зависит, прежде всего, от конфигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), от размещения скважин на ней, от числа и характеристики продуктивных горизонтов и принятой схемы осушки, очистки и учета газа по скважинам. Название газосборной системы определяется обычно формой газосборного коллектора. В случае если газосборный коллектор представляет собой одну линию, схема сбора принято называть линейной (рис.1.1, а). Когда газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к центральному сборному пункту, схема принято называть лучевой системой (рис. 1.1, б). При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь газоносного месторождения (рис. 1.1, в). Групповая система сбора применяется при наличии на промысле групповых пунктов сепарации газа (рис. 1.1, г). Система сбора выбирается исходя из крайне важности обеспечения бесперебойной подачи газа потребителям, маневренности, удобства обслуживания газосборной сети и минимальных расходов на ее сооружение и эксплуатацию. Кольцевая система сбора газа более маневренная, так как при аварии на каком-нибудь участке этой системы перекрытием отключающих задвижек можно обеспечить бесперебойную работу всей газосборной сети. Другие системы сбора этому условию не удовлетворяют. При этом с точки зрения удобства обслуживания скважин, сепараторов и применения средств автоматики групповая система сбора более предпочтительна. При этом применяют шлейфы высокого давления и сравнительно малого диаметра (100-150 мм). При малом числе скважин на месторождении групповая система сбора газа превращается в бесколлекторную.  Рис. 1.1 Схемы сбора газа на газовом промысле: а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая: г – групповой метод сбора и переработки газа с линейными коллекторами; 1 – скважины; 2 – шлейфы; 3 – линейный газосборный коллектор; 4 – контур газоносности; 5 – кольцевой газосборный коллектор; ГСП – групповой сборный пункт; МГ – магистральный газопровод Для многопластовых месторождений с различными пластовыми давлениями часто применяют раздельный сбор газа по разным газосборным сетям. Разные газосборные сети строят также в том случае, если газ одного из продуктивных горизонтов содержит большое количество конденсата͵ сероводорода или углекислого газа. При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок и степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и так далее. Проектирование систем сбора продукции скважин включает в себя в первую очередь определение производительности и диаметра указанных газопроводов, гидравлический расчет и мероприятия по предупреждению гидратообразования и коррозии. Один из базовых вопросов систем сбора газа - ϶ᴛᴏ выбор шлейфов – трубопроводов, предназначенных для подачи газа от устья скважин до установок комплексной подготовки газа. Шлейфовые газопроводы характеризуются диаметром, пропускной способностью, температурным режимом, перепадом давления в них и так далее. Наибольшее применение на газовых и газоконденсатных месторождениях получила централизованная система сбора. Газ и газовый конденсат от группы скважин по индивидуальным газопроводам – шлейфам поступают на УКПГ и затем после подготовки на каждой УКПГ – в газосборный коллектор и на головные сооружения (ГС). Следует отметить, что на первых стадиях разработки газовых месторождений широко применяли индивидуальные схемы сбора газа, когда на каждую скважину устанавливали свой комплекс оборудования для подготовки газа. Эта схема сбора газа отличалась высокой степенью надежности, так как выход из строя одной индивидуальной установки не прекращает работы всей системы. При этом из-за ряда крупных недостатков: большой металлоемкости и рассредоточенности объектов, повышенной численности обслуживающего персонала, сложной системы водо- и теплоснабжения – эта система в настоящее время не применяется. На современных газовых месторождениях система сбора и подготовки газа включает следующие сооружения: установку предварительной подготовки газа (УППГ), УКПГ и ГС. Это общая схема, так как в зависимости от характера месторождения (чисто газовое или газоконденсатное) и других факторов процессы подготовки газа могут в основном сосредотачиваться на УППГ, УКПГ или на УКПГ и ГС. К примеру, если месторождение чисто газовое, то вся подготовка газа сосредотачивается на УКПГ, а на УППГ выполняют только замер объемов продукции, поступившей от каждой газовой скважины. На газоконденсатных месторождениях на УППГ выполняют не только замер объема продукции каждой скважины, но и частичное отделение влаги и конденсата. 1.5 Оборудование для замера продукции скважин Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора газа, для контроля за работой скважины, но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б». Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-16-14/400», «Спутник А- 25 -10/1500», «Спутник А-40-14/400». В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см2, на ĸᴏᴛᴏрᴏᴇ рассчитана установка, вторая - число подключенных к групповой установке скважин, третья - наибольший измеряемый дебит в м3/сут. «Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики (рис. 1.2).  Рис. 1.2. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А». Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ‑1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора. В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на данный блок поступают от счетчика ТОР-1. Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Продолжительность замера устанавливается исходя из конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения. В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1. Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4, давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-З и ОКГ-4 падает, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4. Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных - за счёт отсекателей, установленных на выкиде; механизированных - за счёт отключения электропривода. На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции скважин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «Спутник Б‑40‑24/400». Первая модификация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая - 24. В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа. Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА‑СП‑40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др. Рис. 1.3. Принципиальная схема установок Спутник-А и СпутникА-40.  1 — многоходовой переключатель скважин ПСМ-1М; 2 — блок местной автоматики (БМА); 3, 4 — отсекатели коллекторов; 5, 5а — соответственно электропривод и гидравлический привод; 6 — гидроциклонный сепаратор; 7 — заслонка; 8 — турбинный счетчик; 9 — электроконтактный манометр; 10 — регулятор уровня; // — сборный коллектор; 12 — замерная линия; 13 — силовой цилиндр; 14 — каретка переключателя. Спутники-А выпускаются на максимальную производительность скважины по жидкости 400 т/сут при вязкости жидкости не более 80 мм2/с = 80-10-вм2/с (80 сСт). Общая производительность установки по газу 200 000 м3/сут. При указанных выше параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А колеблется в пределах ±2,5%. Габаритные размеры замерно-переключающего блока 3200 X 6000 X 2780 мм, БМА — 2200 X 3000 X 2680 мм. Масса замерно-переключающего блока 8000 кг, БМА — 2000 кᴦ. К недостаткам Спутника-А следует отнести невозможность раздельного сбора чистой и обводненной продукции и невысокую точность измерения расхода жидкости при больших дебитах скважин расходомером турбинного типа вследствие плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа. Спутник-В предназначен для тех же целей, что и Спутник-А, однако работает он на совершенно другом принципе. Расход жидкости в Спутнике-В определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости. Схема Спутника-В, разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАНефтегаз, приведена на рис. 1.4 Измерение продукции скважин с помощью Спутника-В проводится следующим образом. Нефтегазовая смесь от скважины подается в распределительную батарею 1 и далее через трехходовой клапан 4 может направляться или в линию 5 для измерения расхода жидкости и газа в сепараторе 10 или в линию 6, общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Как обводненные, так и безводные скважины переключаются на замер автоматически через определенное время при помощи БМА и трехходовых клапанов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощч. оттарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской оттарированной пружины 15. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объёме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этой жидкости.  Рис. 1.4. Принципиальная схема установки Спутник-В. /—распределительная батарея; 2— емкость улавливанияшаров; 3— штуцеры; 4 — трехходовые клапаны; 5 —за мерная линия; 6 — трехходовые краны; 7—коллектор обводненной нефти; 8 — коллектор безводной нефти; 9 — гамма-датчики нижнего и верхнего уровня жидкости; 10 — сепаратор; // — диафрагма; 13 — заслонка;13 — сифон; 14 — тарированная емкость; 15 — тарированная пружина; 16 - равнопроходные задвижки. Недостатком Спутника-В является ограниченная возможность применения его для измерения дебитов при наличии гидратов, так как отложения гидратов в тарированной емкости 14 влияют на результаты измерения вследствие изменения веса измеряемой жидкости. 1.6 Способ пофазного учета продукции Изобретения относятся к области расходоизмерительной техники и могут быть использованы в системах контроля за разработкой газоконденсатных месторождений углеводородов. Техническим результатом изобретения является обеспечение качественного и оперативного учета продукции при оптимизации затрат на монтаж, наладку, эксплуатацию (обслуживание), ремонт и/или замену как устройства в целом, так и отдельных его узлов и элементов. Способ заключается в циклонно-гравитационном разделении (сепарации) продукции скважины на газовую и жидкостную фазы. При этом перед подачей продукции в полость резервуара часть этой полости предварительно заполняют жидкими низкокипящими углеводородами, например бензином, до уровня, превышающего уровень расположения точек тангенциальной подачи продукции в полость. Затем путем слежения за наличием в газе, отводимом из полости, капельной влаги ограничивают и поддерживают темп отбора/отвода газа из полости и вводят в работу расходомер-счетчик конденсата. При этом темп отбора конденсата из резервуара поддерживают, обеспечивая постоянство заранее заданного уровня конденсата относительно точки его отведения из нижней части полости резервуара. Устройство для реализации способа (рис. 1.6) содержит вертикально-ориентированный цилиндрический резервуар с соответствующими трубопроводами подачи (продукции) и отведения из него газа и конденсата, датчики-сигнализаторы давления, температуры, уровня, окружной скорости жидкости в циклонной части резервуара, наличия капельной жидкости в отводимом газе, регуляторы расхода и расходомеры-счетчики, а также контроллер с соответствующим программным обеспечением, блоком установок и многоканальным входом, управляющие выходы контроллера задействованы на электроуправление регуляторами расхода.  Рис. 1.6. Схема устройства для реализации способа пофазного учета продукции газоконденсатной скважины. Устройство (рис. 1.6) содержит вертикально-ориентированный цилиндрический резервуар 1 с тангенциальным корпусу резервуара патрубком 2 подачи продукции скважины, патрубком 3 отведения газа из резервуара и патрубком 4 отведения конденсата. Патрубок 3 размещен в верхней части резервуара, а патрубок 4 соответственно в нижней его части. К каждому из этих патрубков подсоединены соответственно трубопроводы 5, 6 и 7. Устройство снабжено датчиком 8 давления продукции на входе; этот датчик может быть установлен как на тангенциальном патрубке 2, так и на трубопроводе 5 около места его стыковки с этим патрубком. В устройстве имеется также датчик 9 давления на выходе из резервуара, который может быть установлен как непосредственно на верхней части резервуара 1, как это изображено на схеме по фиг.1, так и на любом из патрубков (позиция 3 или 4) или на любом из трубопроводов (позиции 6 и 7). Резервуар 1 в его нижней части снабжен двумя датчиками 10 и 11 уровня жидкости (конденсата), причем датчик 10 предназначен для сигнализирования о недостаточном наполнении нижней части резервуара объемом V2, а датчик 11 предназначен для сигнализирования о чрезмерном наполнении конденсатом вышеупомянутой части резервуара. Эти датчики обеспечивают амплитуду колебания уровня конденсата в пределах, например, 200±10 мм. В средней части (объемом V1) резервуара установлены два датчика, позиции 12 и 13 соответственно, один из которых (12) сигнализирует о величине окружной скорости υокр газоконденсата в средней (циклонной) части резервуара, а другой (13) сигнализирует о радиальном размере, то есть толщине пристеночного слоя, вращающейся массы конденсата (см. фигуру 4). Устройство снабжено также датчиком 14 наличия капельной влаги в отводимом из резервуара 1 газе, причем этот датчик устанавливают или на патрубке 3, или около него на трубопроводе 6. Кроме того, устройство снабжено и датчиками 15 и 16 температуры продукции, например, на входе и газовом выходе резервуара 1 аналогично датчикам 8 и 9 давления. Все датчики предназначены для сигнализации о контролируемом или измеряемом параметре информационным электрическим сигналом в аналоговой или цифровой форме, так как в состав устройства входит промышленный контроллер 17 с соответствующим программным обеспечением и блоком 18 уставок параметров для их сравнения с информационными сигналами датчиков 8...16, поступающими на контроллер 17 по его многоканальному входу 19. В состав устройства входят также электроуправляемые (контроллером 17) регуляторы 20, 21 и 22 расхода, установленные соответственно на трубопроводах 5, 6 и 7, а также расходомеры-счетчики 23 и 24. Расходомер-счетчик 23 учитывает количество отводимого газа из резервуара 1 и установлен на трубопроводе 3, а расходомер-счетчик 24 учитывает отводимый конденсат и установлен на трубопроводе 7. На электроуправляемые регуляторы 20, 21 и 22 расхода подключены соответственно управляющие выходы 25, 26 и 27 контроллера 17. На так называемый «верхний» уровень информация с расходомеров-счетчиков 23 и 24 поступает через контроллер 17. Способ пофазного учета продукции газоконденсатной скважины, при котором продукцию подают в полость вертикально ориентированного цилиндрического резервуара тангенциально его корпусу для циклонно-гравитационного разделения на газовую и жидкостную фазы, а учет и газа и конденсата осуществляют соответственно путем постоянного их отведения из верхней и нижней частей этой полости и пропускания соответственно через газовый и жидкостной расходомеры-счетчики, отличающийся тем, что перед подачей продукции (газоконденсатной скважины) в полость резервуара часть этой полости предварительно заполняют жидкими низкокипящими углеводородами, например бензином, до уровня, превышающего уровень расположения точки (точек) тангенциальной подачи продукции в полость, а затем путем слежения за наличием в газе, отводимом из полости, капельной влаги ограничивают и поддерживают (то есть регулируют) темп отбора/отвода газа (то есть его расход) из полости и вводят в работу расходомер-счетчик конденсата, увеличивая от нуля до рабочей величины темп отбора/отвода (то есть расход) конденсата из полости, при этом темп отбора конденсата из резервуара поддерживают, обеспечивая постоянство штатного, заранее заданного, уровня конденсата относительно точки его отведения из нижней части полости резервуара. 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика Уренгойского месторождения Уренгойское газоконденсатное месторождение расположено в 50 км к западу от пос. Уренгой и в 130 км к северо-западу от пос. Тарко-Сале. Bходит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Центр разработки - г. Hовый Уренгой. Месторождение открыто в июне 1966 В.Т. Подшибякиным; первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июня 1966 бригадой мастера В. Полупанова. Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу. Освоение шло опережающими темпами. В первый год эксплуатации было добыто девять млрд м³ газа, на второй год — 23 млрд м³. К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность. В 1997 году началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведётся добыча газа и конденсата из ачимовских отложений. Следующим шагом должна стать разработка юрских отложений. 2.2. Реализация способа пофазного учета продукции на Уренгойском месторождении. Пример конкретной реализации способа пофазного учета продукции можно привести на одной из газоконденсатной скважины Западной Сибири. Таблица 1.1. Исходные данные (округленно):
Таблица 1.2. соотношение фаз:
С учетом исходных данных, задаваясь технологическими (для способа) или конструктивными (для устройства) параметрами, несложно определить, что, например, при диаметре канала входного тангенциального патрубка 2, равном 100 мм, скорость входящего в резервуар 1 потока газоконденсата может достигать 3,375 м/с при поступлении 95 м 3/час (20000 кг/час), то есть при внутреннем диаметре резервуара в 1,2 м (длина его окружности 3,77 м) поток имел бы вращение в 54 оборота в минуту (при полном отсутствии сил внешнего и внутреннего трения, то есть вязкости), или - для реального газоконденсата - 20...25 оборотов в минуту. Отсюда несложно определить (обратным решением задачи), что, задаваясь скоростью вращения продукции в резервуаре того же диаметра, обеспечивающей эффективное циклонно-гравитационное разделение газоконденсата, равной, например, 120 оборотов в минуту (2 об/сек), линейная скорость в патрубке 2 подачи продукции скважины должна быть - с учетом вязкости и внешних сил трения о стенку - несколько большей, чем окружная скорость  окр. Зная диаметр резервуара, окружную скорость окр (7,54 м/с) продукции в нем и линейную скорость поступления продукции, несложно установить, что диаметр канала тангенциального патрубка (если он единственный) должен быть не более 60 мм. Исходя из того, что циклонно-гравитационное разделение продукции в полости резервуара объемом V 1 предполагает наличие в ней исходного количества жидких легкокипящих углеводородов в объеме 300 литров (0,3 м 3), высота этой полости за вычетом объема центрального газового патрубка 29 диаметром 0,3 м должна быть не менее чем 320 мм. Далее можно определить скорость газа, восходящего по центральному газовому патрубку 29, размер (диаметр) трубки 37 для сливания конденсата в нижнюю часть - объемом V 1, а также задаться как высотой резервуара в целом и высотой газовой полости объемом V4 над верхним открытым концом 30 центрального газового патрубка 29, так и размерами внутренней, коаксиальной резервуару, открытой сверху емкости 34; так, например, принимая объемы V1...V 3 резервуара равными соответственно 0,4; 0,2; 0,5 м 3 и общий объем резервуара 2,0 м3 , его высота составит 1800 мм при диаметре 1200 мм. К этому можно указать, что более чем 4-кратное различие в плотностях газа и конденсата при указанной интенсивности вращения в резервуаре обеспечивает качественное циклонно-гравитационное разделение фаз в объеме V1, a дополнительное газоотделение в полостях V1 и V2 способствует стабильной работе расходомеров-счетчиков 23 и 24. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В настоящее время добыча газа – это важный экономический и ресурсный аспект. В связи с этим, нефтегазовая промышленность стремительно увеличивается и развивается. В курсовом проекте подробно описывается аппаратура для учета объемов продукции газоконденсатных скважин: -«Спутник А»; -«Спутник Б». Рассказывается, какие вообще существует системы сбора газа и газоконденсата: а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая: г – групповой метод сбора и переработки газа с линейными коллекторами. А также приводятся методы учета объемов транспортируемой продукции газовых и газоконденсатных месторождений. В данном разделе описывается «свежий» метод, который был запатентован в 2019 году - способ пофазного учета продукции, который уже используют в Западной Сибири. Тематика курсового проекта является актуальной и может быть использована в дальнейшем при написании дипломного проекта. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Афанасьев В. Я. Нефтегазовый комплекс: производство, экономика, управление: Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Афанасьева, Ю.Н. Линника. - Москва: Экономика - 2014 - 717 с. 2. Лончаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. –М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000, - 279 с. 3. Nneft-i-gaz.ru: комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу: [сайт]. – Москва. – . – URL: http://neft-i-gaz.ru// (дата обращения 02.04.2020). – Режим доступа: открытый. – Текст: электронный. 4. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – ОАО "Издательство "Недра", 1999. – 473 с. 5. Электронная библиотека РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.: электронная нефтегазовая библиотека: сайт. – Москва. 2012. -. - URL: http://elib.gubkin.ru/user/ (дата обращения 04.04.2020).– Текст: электронный. 6. Бекиров Т.М., Лончаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. – 596 с. 7. eLIBRARY.RU : научная электронная библиотека : сайт. – Москва. 2000 -. - URL: https://elibrary.ru/defaultx.asp (дата обращения 02.04.2020). – Режим доступа: для зарегистр. пользователей. – Текст: электронный. 8. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. – М.: Недра,1988. – 248 с. Отзыв на курсовой проект студентки 4 курса группы НГД-б-о-17-6 направления 21.03.01 Нефтегазовое дело очной формы обучения Ханиной Александры Александровны Тема: Аппаратура и способы учета объемов транспортируемой продукции газоконденсатных скважин В первом разделе уточняется все о продукции газоконденсатных скважинах. А именно – рассказывается об аппаратуре и методах учета объемов транспортируемой продукции Во втором разделе приведены характеристика и расчет объема продукции, используя пофазный метод, Уренгойского газоконденсатного месторождения. Выводы, сделанные в заключении, соответствуют целям и задачам, поставленным во введении. Перечень подлежащих разработке вопросов реализован в полном объеме. Контрольные сроки представления отдельных разделов курсового проекта соблюдены. Проанализирован достаточный объем литературы. За время работы студентка проявила себя как добросовестная и ответственная учащаяся, показала соответствующий уровень освоения компетенций и способность решать поставленные задачи. Таким образом, проект выполнен на должном уровне, соответствует требованиям, предъявляемым к курсовым проектам, и заслуживает оценки ______________
 |