Отчёт по практике нефтегазовое дело. Отчет по учебной технологической практике (вид практики) с 28. 06. 2021 по 25. 07. 2021
 Скачать 103.08 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Институт нефти газа и энергетики Кафедра нефтегазового дела им. профессора Г.Т. Вартумяна Направление подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» ОТЧЕТ по учебной технологической практике (вид практики) с 28.06.2021 по 25.07.2021 (время прохождения практики) Составил студент группы 19-НБ-НД-3 А.М. Слободяник (№ группы) (подпись) (расшифровка подписи)
Отчет защищен ______________ с оценкой ____________________________ (дата)
Краснодар 2021 Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Институт нефти газа и энергетики Кафедра нефтегазового дела им. Проф. Г.Т. Вартумяна Направление подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой НГД Д.Г. Антониади _________________ Дата, подпись ЗАДАНИЕ на производственную практику Студенту Слободянику А.М. группы 19-НБ-НД3 факультет ИНГЭ направление 21.03.01 Нефтегазовое дело Тема задания на практику: «Определение условия максимальной конденсации пластового флюида УКПГ-22». Место прохождения практики: ООО «Газпром Добыча Уренгой» Календарный план прохождения практики:
Подпись Реферат Отчет по производственной практике 25 с., 2 рис., 1 табл., 6 использованных источников. БИООЧИСТКА, ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ, ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ, КОЛЛЕКТОР, МЕСТОРОЖДЕНИЕ, МЕТАНОЛОПРОВОД, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ, ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СКВАЖИНА Объектом исследования данной работы является - УКПГ-22 Цель работы - Определить условия максимальной конденсации пластового флюида. Основные задачи работы - Проведение расчетов и получение зависимостей. СодержаниеВведение 5 О компании 5 Добывающий комплекс ООО «Газпром добыча Уренгой» 5 Перспективы развития 5 Забота об экологии 6 1. Общая характеристика производства 7 1.1 Геологическая характеристика месторождения. 7 1.2 Добыча газа. 7 1.3 Общая характеристика системы подготовки газа. 7 1.4 Характеристика исходного сырья материалов, реагентов, изготовляемой продукции 7 Транспортируемой продукцией системы промысловых трубопроводов газоконденсатного промысла №22 Ачимовского участка Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения является газ сырой. Расчетный компонентный состав газа сырого второго участка ачимовских отложений представлен в таблице 1.1. 7 Таблица 1.1 - Расчетный компонентный состав газа сырого 8 3. Нормы технологического режима. 21 4.1 Математическая модель УКПГ-22 22 Заключение 24 Установка комплексной подготовки газа (далее - УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. 24 УКПГ-22 входит в состав проекта «Дообустройство второго опытного участка Ачимовских отложений Уренгойского НГКМ на полное развитие», в рамках которого осуществляется строительство объектов, предназначенных для: централизованного сбора газа от обустраиваемых кустов газоконденсатных скважин; приема пластовой смеси от газоконденсатных скважин обустраиваемых кустов и последующей подготовки газа, и конденсата к транспорту на УКПГ. 24 Прокладка технологических трубопроводов на территории УКПГ осуществляется по эстакадам на металлических опорах на общих эстакадах со вспомогательными трубопроводами. Подземная прокладка трубопроводов осуществляется в местах перехода шлейфов, газопровода внешнего транспорта, конденсатопровода внешнего транспорта, дренажного трубопровода через дорогу, подключения к дренажным емкостям. 24 Список использованных источников 26 ВведениеО компанииООО «Газпром добыча Уренгой» — 100 % дочернее предприятие ПАО «Газпром». Административный центр предприятия находится на Крайнем Севере — в городе Новый Уренгой Ямало-Ненецкого АО. Производственные объекты Общества расположены по обе стороны полярного круга. ООО «Газпром добыча Уренгой» разрабатывает крупнейшее в России Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (Большой Уренгой), открытое в 1966 году. По запасам углеводородов Уренгойское месторождение отнесено к разряду супергигантских. Здесь есть все виды углеводородного сырья: газ, нефть, газовый конденсат, которые залегают на глубинах от тысячи до четырех с половиной тысяч метров. Добывающий комплекс ООО «Газпром добыча Уренгой»В состав уникального производственного комплекса предприятия входят: более 22 установок комплексной подготовки газа (УКПГ), 2 нефтепромысла, 20 дожимных компрессорных станций (ДКС), 5 станций охлаждения газа (СОГ), свыше 2800 скважин, две компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа и насосная станция подачи конденсата (НСПК). Основные виды производственной деятельности предприятия: добыча природного газа, газового конденсата и нефти, подготовка к транспорту углеводородного сырья, формирование сырьевой базы. Ресурсная база предприятия обеспечена запасами углеводородов Уренгойского, Северо-Уренгойского, Песцового, Западно-Песцового, Южно-Песцового, Восточно-Падинского и Сеяхинского участков. ООО «Газпром добыча Уренгой» является лидером по добыче газового конденсата среди 100% дочерних компаний ПАО «Газпром». В Обществе всегда делали ставку на новаторский подход в решении производственных задач. Рационализаторские предложения помогают существенно усовершенствовать технологический процесс. Перспективы развитияОдин из «резервов» предприятия — богатые на газовый конденсат и нефть ачимовские залежи Уренгойского месторождения. Их разработка позволит Обществу в долгосрочной перспективе сохранить уровень добычи газа сепарации и жидких углеводородов, и, как следствие, внесёт весомый вклад в производственную программу головной компании и программу социально-экономического развития Ямало-Ненецкого автономного округа. Забота об экологииСистемная и масштабная работа по внедрению передовых технологий позволяет Обществу рационально использовать свои материально-технические и энергетические ресурсы и свести к минимуму негативное воздействие на окружающую среду. Природоохранная деятельность ООО «Газпром добыча Уренгой» сертифицирована в соответствии с международными стандартами ISO 14001 и признана соответствующей требованиям экологического менеджмента. Общество «Газпром добыча Уренгой» в числе первых газодобывающих предприятий отказалось от использования факелов для сжигания низконапорного газа. Ввод в 2009 году в эксплуатацию компрессорных станций по утилизации попутного нефтяного газа на центральных пунктах сбора нефти позволил начать эффективное использование попутного газа, максимально сократить выбросы в атмосферу загрязняющих веществ и значительно повысить надежность работы систем, обеспечивающих процесс добычи нефти. Благодаря такому подходу ООО «Газпром добыча Уренгой» за десятилетия деятельности достигло значительных успехов в добыче углеводородного сырья, заняло почетное место в авангарде газодобывающих компаний и готово к новым свершениям в будущем! 1. Общая характеристика производства1.1 Геологическая характеристика месторождения.Уренгойское газоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа к западу от реки Пур с координатами 76-78 восточной долготы и 66-68 северной широты. На месторождении установлена продуктивность в верхнемеловых и нижнемеловых отложениях. 1.2 Добыча газа.Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 3-5 скважин. Основными факторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин при их сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемого отбора газа. 1.3 Общая характеристика системы подготовки газа.Подготовка газа к транспорту заключается в отделении из него газового конденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механических примесей, с последующей осушкой его диэтиленгликолем. Очищенный и осушенный в соответствии с ОСТ 51-40-93 до точки росы по воде минус 20оС в холодный период года и минус 10оС - в теплый период года газ направляется в межпромысловый коллектор. Комплекс мер по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов и пропусков газа на факеле, биоочистку и обеззараживание хозбытовых стоков, очистку загрязненных промстоков с последующей закачкой в глубокие поглощающие горизонты через специальные скважины. 1.4 Характеристика исходного сырья материалов, реагентов, изготовляемой продукцииТранспортируемой продукцией системы промысловых трубопроводов газоконденсатного промысла №22 Ачимовского участка Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения является газ сырой. Расчетный компонентный состав газа сырого второго участка ачимовских отложений представлен в таблице 1.1.Таблица 1.1 - Расчетный компонентный состав газа сырого
Эти вещества являются опасными, способными при авариях вызвать взрыв и (или) пожар, а также оказать вредное воздействие на организм человека. Сырой газ – легковоспламеняющаяся смесь, тяжелее воздуха, образует с воздухом взрывоопасную смесь. Метанол – сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы человека. Главная опасность метанола - присущий ему характерный запах и вкус, аналогичный запаху и вкусу винного (этилового) спирта, в связи, с чем возможен его ошибочный прием в качестве спиртного напитка. При приеме внутрь: 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30 г – смертельное отравление. Разрешается применять только окрашивание неодорированного метанола с применением хорошо растворяющегося красителя темного цвета из расчета 2-3 л на 1000 л метанола. Допускается также применение порошкообразного водорастворимого красителя (например, индуллина), который необходимо растворить в воде в массовом соотношении 1:1. Все виды работ с метанолом проводить согласно СТО «Газпром» 2-2.3-143-2007, ОАО Газпром, 2007. Ингибитор коррозии – умеренно опасная легковоспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки от 6 ºС –до 12 ºС в зависимости от состава композиции. По степени воздействия на организм в соответствии с ГОСТ 12.1.007 относится к 3 классу опасности (вещества умеренно-опасные). Обладает местным раздражающим действием. При контакте может вызвать раздражение кожи и ожоги слизистых оболочек глаз и дыхательных путей. 2. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта. 2.1 Описание технологического процесса сбора газа. Газосборные трубопроводы предназначены для транспорта добываемого сырого газа от кустов газоконденсатных скважин №№ 208, 209, 211, 212, 213, 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А18, 2А31, 2А32, 2А35, 2А39, 2А16, 2А17, 2А23, 2А36, 2А37, 2А38 до УКПГ-22. Сбор газа на ГКП-22 предусмотрен по лучевой схеме. Сырой газ с устьевым давлением не более 22,5 МПа и температурой не более 53 °С от фонтанной арматуры скважин (входит в состав ОПО Фонд скважин газоконденсатного промысла №22 Ачимовского участка Уренгойского газоконденсатного месторождения рег. № А59-50034-0181) по выкидным линиям поступает в общий газосборный трубопровод, по которому транспортируется на территорию УКПГ-22. Прогрев скважин, перед запуском в газосборный трубопровод до необходимой температуры производится на горизонтальный факел, после чего поток газа направляется на УКПГ-22. Максимальное расчетное давление газосборных трубопроводов принято равным 16,0 МПа, фактическое рабочее давление газопроводов согласно результатам гидравлических расчетов 14,4 МПа (для кустов газоконденсатных скважин №№ 208, 209, 211, 212, 213) и 14,5 МПа (для кустов газоконденсатных скважин №№ 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А18, 2А31, 2А32, 2А35, 2А39, 2А16, 2А17, 2А23, 2А36, 2А37, 2А38). Максимальная температура в газосборных трубопроводах 59,4 °С. Для предупреждения гидратообразования и снижения коррозионной активности в технологическом оборудовании и трубопроводах, предусмотрена совместная прокладка метанолопровода диаметром 57 мм в одной траншее с газопроводом для подачи метанола (ингибитора коррозии) на куст газоконденсатных скважин. При этом, метанолопровод расположен слева от газопровода по направлению потока газа на УКПГ-22. Максимальное рабочее давление в метанолопроводе — 16,0 МПа. Максимальная температура в метанолопроводах 23 °С, в процессе эксплуатации метанол (ингибитор коррозии) принимает температуру грунта. 2.2 Описание технологической схемы. Технологические схемы трубопроводов сбора газа УКПГ-22, технологические схемы обвязкок кустов газоконденсатных скважин, основные схемы автоматизации и блокировок приведены в приложениях к настоящему регламенту. Основное оборудование, участвующее в процессе и включенное в состав технологической схемы: ‒ выкидные трубопроводы; ‒ модуль автоматизированной технологической обвязки скважин (МОС) в составе блока арматурного и станции управления фонтанной арматурой (СУФА) (для кустов КГС №№ 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А18, 2А31, 2А32, 2А35, 2А39, 2А16, 2А17, 2А23, 2А36, 2А37, 2А38) – предназначен для транспортировки добываемого газа от скважины к газосборному трубопроводу от куста газоуонденсатных скважин, регулирования давления газа, замера и регулирования дебита скважин, отключения выкидных линий, продувки скважин и сборного коллектора через факельные задвижки, сброса газа от БПК на факел при повышении давления в выкидном трубопроводе; ‒ узел замерно-регулирующей арматуры (УЗРА) (для кустов КГС №№ 208, 209, 211, 212, 213) – предназначен для транспортировки добываемого газа от скважины к газосборному трубопроводу от куста газоуонденсатных скважин, регулирования давления газа, замера и регулирования дебита скважин, отключения выкидных линий, продувки скважин и сборного коллектора через факельные задвижки, сброса газа от БПК на факел при повышении давления в выкидном трубопроводе; ‒ факельные трубопроводы с регулирующим устройством; ‒ отсечная арматура на входе (выходе) куста; ‒ блок обвязки факела горизонтального (БФГ) – предназначен для замера расхода, замера и регулирования давления сбрасываемого газа при продувке скважины и освобождения трубопроводов от газа при ремонтных и исследовательских работах на факел, подачи метанола перед регулятором давления; ‒ блок подключения шлейфа и метанолопровода (БПШ) – предназначен для подключения коллектора газа куста к шлейфу и метанолопровода к трубопроводу распределения метанола по точкам потребления; ‒ блок обвязки задавочных линий (БЗЛ) – предназначен для подключения задавочного агрегата; ‒ блок подключения исследовательского сепаратора (БИС) – предназначен для подключения выкидной линии скважины к установке по исследованию скважин, подачи метанола перед исследовательским сепаратором; ‒ трубопроводы метанола; ‒ электроизолирующие вставки; ‒ линейная часть трубопроводов – газосборные трубопроводы; ‒ узлы запуска очистных устройств на газопроводах (УЗОУ); ‒ узлы приема очистных устройств на газопроводах (УПОУ); ‒ охранные краны на газопроводах перед входом на площадку УКПГ-22 (размещены на УПОУ); ‒ узлы запорной арматуры, включающие линейные краны и краны на перемычках между отдельными газосборными трубопроводами. ‒ cистема отбора проб воды СОП-4-100-160 на ГКС № 2А151 предназначена для отбора проб воды из скважинной продукции для определения химического состава воды и дальнейшего анализа в рамках коррозионного мониторинга; ‒ БКО.Пульсар предназначен для постоянной и периодической подачи раствора ингибитора коррозии в инструментальный (буферный) фланец фонтанной арматуры ГКС № 2А141 и дальнейшей оценки надежности, удобства технического обслуживания и безопасной эксплуатации БКО.Пульсар. Стадия технологического процесса «Сбор газа». Схема движения газа от кустов ГКС №№ 208, 209, 211, 212, 213. ФА1…ФА5 → задвижки ЗД1.2, ЗД1.4, ЗД1.6, ЗД1.8, ЗД1.10 (линия ГС1) → регуляторы давления РД1.1…РД1.5 (линия ГС1) → задвижки с электроприводом ЗД3.1…ЗД3.5 (линия ГС2) → расходомерный узел «Гиперфлоу» ЗУ1.1…ЗУ1.5 (линия ГС2) → обратные клапаны ОК1.1…ОК1.5 (линия ГС2) → задвижки ЗД4.1…ЗД4.5 (линия ГС2) → газосборный трубопровод (включая обвязку УЗОУ, УПОУ) → ЗПА УКПГ-22. Сырой газ от газоконденсатных скважин ФА1…ФА5 с устьевыми параметрами (P=13,6…20,8 МПа, T=27…43 °С) по трубопроводу ГС1 (D=114x18 мм) поступает на узел замерно-регулирующей арматуры. Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления РД1.1...РД1.5 до необходимого рабочего давления трубопровода ГС2 и газосборного трубопровода (P=9,5…12,16 МПа). Температура газа после регуляторов давления РД1.1...РД1.5 в трубопроводе ГС2 и газосборном трубопроводе составляет – T=19…42 °С. Для контроля за дебитом скважин каждая замерно-регулирующая линия оборудуется расходомерным узлом «Гиперфлоу» ЗУ1.1…ЗУ1.5 (Q= 51,1…347,9 тыс.ст.м³/сут). На выкидных линиях фонтанной арматуры установлены клапаны контроля низкого давления. В случае падения давления в трубопроводе ниже 10,0 МПа клапан выдает сигнал на СУФА, обеспечивающую автоматическое отключение скважины. Станция СУФА обеспечивает автоматическое отключение скважины куста, закрытие БЗ, НЗ, ПКО, в следующих случаях: ‒ при уменьшении давления сырого газа в газосборном трубопроводе, после клапана регулятора РД (КлР) ниже 10 МПа; ‒ при повышении температуры свыше 140 °С в месте расположения предохранительной плавкой пробки в случае пожара. При нарушении режима работы скважины и росте или падении давления газа также производится закрытие электроприводных задвижек шиберных с электроприводом ЗД3.1...3Д3.5. Давление закрытия ЗД3.1...3Д3.5: нижний предел – 9,5 МПа, верхний – 15,5 МПа. При нарушении режима работы электроприводных задвижек ЗД3.1...3Д3.5 и продолжающемся росте давления в газосборнос трубопроводе срабатывают предохранительные клапаны БПК1.1...БПК1.5. Давление срабатывания БПК1.1...БПК1.5 составляет 15,8 МПа. Схема движения газа от кустов ГКС №№ 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А16, 2А17, 2А18, 2А23, 2А31, 2А32, 2А35, 2А36, 2А37, 2А38, 2А39. ФА1…ФА5 → задвижки ЗдN.15, ЗдN.25, ЗдN.35, ЗдN.45, ЗдN.55 (линия ГС1) → регуляторы давления КлРN.11, КлРN.21, КлРN.31, КлРN.41, КлРN.51 (линия ГС1) → задвижки с электроприводом ЗдN.11, ЗдN.21, ЗдN.31, ЗдN.41, ЗдN.51 (линия ГС2) → счетчик газа «Гиперфлоу» ЗУN.1…ЗУN.4 (линия ГС2) → электроприводные задвижки ЗдN.12, ЗдN.22, ЗдN.32, ЗдN.42, ЗдN.42 → электроприводной кран КрN.01 (БПШ) → газосборный трубопровод (включая обвязку УЗОУ, УПОУ) → ЗПА УКПГ-22. Сырой газ от газоконденсатных скважин ФА1…ФА5 с устьевыми параметрами (P=14,1…22,5 МПа, T=33…53 °С) по трубопроводу ГС1 (D=114x18 мм) поступает на модуль автоматизированной технологической обвязки скважин. Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления КлРN.11, КлРN.21, КлРN.31, КлРN.41, КлРN.51 до необходимого рабочего давления трубопровода ГС2 и газосборного трубопровода (P=14,1…14,4 МПа). Температура газа после регуляторов давления КлРN.11, КлРN.21, КлРN.31, КлРN.41, КлРN.51 в трубопроводе ГС2 и газосборном трубопроводе составляет – T=27…52 °С. Для контроля за дебитом скважин каждая замерно-регулирующая линия оборудуется расходомерным узлом «Гиперфлоу» ЗУN.1…ЗУN.4 (Q= 66,4…485,1 тыс.ст.м³/сут). На выкидных линиях фонтанной арматуры установлены клапаны контроля низкого давления. В случае падения давления в трубопроводе ниже 10,0 МПа клапан выдает сигнал на СУФА, обеспечивающую автоматическое отключение скважины. Станция СУФА обеспечивает автоматическое отключение скважины куста, закрытие БЗ, НЗ, ПКО, в следующих случаях: ‒ при уменьшении давления сырого газа в газосборном трубопроводе, после клапана регулятора РД (КлР) ниже 10 МПа; ‒ при повышении температуры свыше 140 °С в месте расположения предохранительной плавкой пробки в случае пожара. При нарушении в режиме работы регуляторов давления КлРN.11, КлРN.21, КлРN.31, КлРN.41, КлРN.51 и росте или падении давления газа после них, производится защита регулирующих линий скважин задвижками шиберными с электроприводом ЗдN.11, ЗдN.21, ЗдN.31, ЗдN.41, ЗдN.51. Давление закрытия ЗдN.11, ЗдN.21, ЗдN.31, ЗдN.41, ЗдN.51: нижний предел – 9,5 МПа, верхний – 15,0 МПа. При нарушении режима работы электроприводных задвижек ЗдN.11, ЗдN.21, ЗдN.31, ЗдN.41, ЗдN.51 и продолжающемся росте давления в шлейфах срабатывают предохранительные клапаны БПК1...БПК5. Давление срабатывания БПК1...БПК5 составляет 15,9 МПа. На линии ГС2 ГКС № 2А151 после запорной арматуры ЗД 15.12 установлена трубопроводная катушка, необходимая для создания движения потока флюида в СОП, измененный внутренний диаметр создает расчетный перепад давления, благодаря которому происходит движение рабочей среды в системе отбора проб. Контур отбора проб устанавливается между трубопроводной катушкой и шкафом, служит трубопроводной обвязкой по которой происходит движение потока рабочей среды. Шкаф устанавливается рядом с катушкой на подготовленную площадку между двумя технологическими линиями МОС, служит для установки части контура отбора проб с установленными пробосборниками отбора проб и поддержание в нем заданной температуры. 2.3 Стадия технологического процесса «Очистка полости труб и ВТД» Для очистки полости труб и пропуска дефектоскопов в начале и в конце трасс газопроводов от кустов скважин предусмотрены узлы запуска и приема очистных устройств (ОУ). В составе узлов запуска и приема ОУ предусмотрено: ‒ камеры запуска и приема ОУ; ‒ трубопроводы; ‒ запорная арматура; ‒ продувочные свечи; ‒ узлы сбора и отвода продуктов очистки; ‒ сигнализаторы прохождения ОУ. Сбор продуктов очистки газопроводов на узлах УПОУ предусмотрен в конденсатосборник, из которого жидкий конденсат передавливается в дренажную емкость ЕП-8. Опорожнение емкости производится в автоцистерны и вывозится к месту утилизации на УКПГ-22. Трубопроводы обвязки, арматура, продувочные свечи обеспечивают отключение камеры запуска и приема ОУ от основного трубопровода (при этом технологическая обвязка обеспечивает запуск и прием ОУ без нарушения режима транспорта продукта по трубопроводу), запуск ОУ или его прием без гидравлических ударов, удаление продуктов очистки, контроль за давлением продукта в камерах приема и запуска. Порядок запуска и приема очистных и диагностических устройств описан в разделе 6 настоящего регламента. Схема размещения линейных кранов по трассам трубопроводов приведена на технологической схеме трубопроводов сбора газа УКПГ-22 в Приложении А. Схемы автоматизации крановых узлов по трассам газопроводов сбора газа, схемы автоматизации на узлах запуска и приёма очистных устройств приведены в Приложениях Б – Ж, И – Н, П-Ц, Ш-Я, 1-25. Стадия технологического процесса «Предупреждение гидратообразования и защита от коррозии». Для предотвращения гидратообразования и защиты от коррозии от насосной метанола УКПГ через ЗПА на кусты скважин по метанолопроводу подаётся метанол (ингибитор коррозии). Кусты ГКС №№ 208, 209, 211, 212, 213. От гребенки куста ГКС метанол (ингибитор коррозии) подаётся: ‒ под седла предохранительных клапанов БПК1.1…БПК1.5; ‒ перед краном Кр1.7 на входе передвижного замерного сепаратора; ‒ перед секущим краном Кр1.9 линии сброса газа на факел от передвижного замерного сепаратора. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) к предохранительным клапанам БПК1.1...БПК1.5: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х4 → отсекающая задвижка ЗД5.1 → задвижка ЗД5.2 → краны с электроприводом Кр2.1...Кр2.5 (для распределения метанола по БПК1.1...БПК1.5) → регулирующие клапаны с ручным приводом РД4.1…РД4.5 → обратные клапана ОК2.1...ОК2.5 → вентили В1.1...В1.5 → предохранительные клапана БПК 1.1... БПК 1.5. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) к передвижному замерному сепаратору: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х4 → отсекающая задвижка ЗД5.1 → вентиль В1.6 → обратный клапан ОК2.6 → кран Кр1.7 → БРС1.2 → вход передвижного сепаратора. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) в трубопровод сброса газа на горизонтальный факел с выхода передвижного замерного сепаратора: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х4 → отсекающая задвижка ЗД5.1 → вентиль В1.5 → обратный клапан ОК2.5 → кран Кр1.9 на трубопроводе ГФ2. Для ингибирования забоя скважин при выводе их на рабочий режим или перед исследовательской работой в устьевой обвязке скважин предусмотрена подача метанола (ингибитора коррозии) по линиям ЗЖ1, ЗЖ2 от передвижного насосного агрегата. Обвязка задавочных линий для глушения скважин предусматривает закачку задавочной жидкости как в НКТ, так и в межтрубное пространство. Подключение задавочных линий скважин осуществляется через быстроразъемные соединения БРС2.1...БРС2.10. Задавочные линии оборудуются также обратными клапанами 0К3.1...0КЗ.10 и отключающими задвижками ЗД2.1...3Д2.10. Закачка задавочной жидкости производится из передвижных емкостей через временную задавочную линию, собираемую по месту из комплекта труб задавочного агрегата. Кусты ГКС №№ 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А16, 2А17, 2А18, 2А23, 2А31, 2А32, 2А35, 2А36, 2А37, 2А38, 2А39. От метанолопровода кустов через электроприводную задвижку ЗдN.01 метанол (ингибитор коррозии) подаётся: ‒ под седла предохранительных клапанов БПК1…БПК5; ‒ перед задвижкой ЗдN.57 на входе в установку для газоконденсатных исследований; ‒ перед клапаном регулятором KлРN.52 на линии сброса газа на факел от установки для газоконденсатных исследований и после регуляторов давления КлРN.11, КлРN.21, КлРN.31, КлРN.41, КлРN.51. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) к предохранительным клапанам БПК1…БПК5: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х6 → электроприводная задвижка ЗдN.01 → электроприводная задвижка ЗдN.14, ЗдN.24, ЗдN.34, ЗдN.44, ЗдN.54 → массовый расходомер «Micro Motion» СчN.l...СчN.5 → регулирующие клапаны с электроприводом КлРN.12, КлРN.22, КлРN.32, КлРN.42, КлРN.52 → обратные клапана ОКN.11, ОКN.21, ОКN.31, ОКN.41, ОКN.51 → задвижка ЗдN.16, ЗдN.26, ЗдN.36, ЗдN.46, ЗдN.56→ предохранительные клапана БПК1...БПК5. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) к установке для газоконденсатных исследований: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х6 → электроприводная задвижка ЗдN.01 → задвижка ЗдN.59 → обратный клапан OKN.53 → задвижка ЗдN.57 → БРС1.2 → вход установки для газоконденсатных исследований. Схема подачи метанола (ингибитора коррозии) в трубопровод сброса газа на горизонтальный факел с выхода установки для газоконденсатных исследований или с выкидной линии: метанол (ингибитор коррозии) (P=13.6…16 МПа, Q=0,1…30 кг/ч) от насосной УКПГ → метанолопровод Ду57х6 → электроприводная задвижка ЗдN.01 → отсекающая задвижка ЗдN.52 → клапан регулирующий КлPN.53 → обратный клапан OKN.51. Для ингибирования забоя скважин при выводе их на рабочий режим или перед исследовательской работой в устьевой обвязке скважин предусмотрена подача метанола (ингибитора коррозии) по линиям ЗЖ1, ЗЖ2 от передвижного насосного агрегата. Обвязка задавочных линий для глушения скважин предусматривает закачку задавочной жидкости как в НКТ, так и в межтрубное пространство. Подключение задавочных линий скважин осуществляется через быстроразъемные соединения БРС. Задавочные линии оборудуются также обратными клапанами OKN.12, OKN.13, OKN.22, OKN.23, OKN.32, OKN.33, OKN.42, OKN.43, OKN.52, OKN.53 и отключающими задвижками ЗдN.18, ЗдN.19, ЗдN.28, ЗдN.29, ЗдN.38, ЗдN.39, ЗдN.48, ЗдN.49, ЗдN.58, ЗдN.59. Закачка задавочной жидкости производится из передвижных емкостей через временную задавочную линию, собираемую по месту из комплекта труб задавочного агрегата. Схема подачи РИК для БКО.Пульсар осуществляется из действующего метанолопровода, после поступления РИК в фонтанную арматуру ГКС № 2А141 под действием потока пластовой смеси поступает в трубопроводную арматуру ГКС № 2А141 и далее в ГКС № 2А14 распределяясь на внутренней поверхности трубопроводов образуя защитную пленку. Стадия технологического процесса «Сброс газа на факел горизонтальный». Кусты ГКС №№ 208, 209, 211, 212, 213. Горизонтальный факел ГФ (факельный узел куста) предназначен для сжигания пластовой смеси при продувке газосборных трубопроводов, при проведении исследований и аварийных остановках (опорожнение обвязки скважин). Продувка скважин может производиться со сбросом газа на горизонтальную факельную горелку ФГ или на диафрагменный измеритель критических течений. В состав факельных трубопроводов куста входят: ‒ трубопровод высокого давления ГФ1 (Рраб 41,01 МПа, диаметр 114х18 мм) с установленным на конце трубопровода ДИКТ; ‒ трубопровод высокого давления ГФ1 (Рраб 41,01 МПа, диаметр 114х18 мм) до клапана регулятора РД2.1; ‒ трубопровод высокого давления ГФ2 (Рраб 16 МПа, диаметр 114х8 мм) до клапана регулятора РД3.1. ‒ трубопровод сброса газа на ФГ низкого давления ГФ3 (Рраб 6,3 МПа, диаметр 114х8 мм). ‒ трубопровод сброса газа с предохранительных клапанов узлов замерно-регулирующей арматуры ГПК (Рраб 4 МПа, диаметр 159х6 мм). Продувка скважин со сбросом газа на горизонтальный факел ФГ осуществляется по следующей схеме: фонтанная арматура ФА1...ФА5 → задвижка ЗД1.1, ЗД1.3, ЗД1.5, ЗД1.7 → задвижка Зд6.1 → ручной регулятор давления РД2.1 → задвижка ЗД6.3 счетчик газа ЗУ2.1 → факел ФГ. Продувка скважин со сбросом газа на ДИКТ осуществляется по следующей схеме: фонтанная арматура ФА 1...ФА5 → задвижка ЗД1.1, ЗД1.3, ЗД1.5, ЗД1.7 → задвижка Зд6.1 → задвижка ЗД6.2 → ДИКТ. В линиях ГФ1 и ГФ2 осуществляется местный контроль давления газа. Для исключения гидратообразования при сбросе газа на факел в линию ГФ2, перед краном Кр1.10 (ЗД7.2) в поток газа подается метанол (ингибитор коррозии) через обратный клапан ОК2.5, который предотвращает обратный поток газа. Кусты ГКС №№ 2А06, 2А07, 2А14, 2А15, 2А16, 2А17, 2А18, 2А23, 2А31, 2А32, 2А35, 2А36, 2А37, 2А38, 2А39. В состав факельных трубопроводов куста входят: ‒ факельные трубопроводы высокого давления ГФ1 (Рраб 44 МПа, диаметр 114х18 мм), ГФ2 (Рраб 14,5 МПа, диаметр114х8 мм); ‒ факельные трубопроводы низкого давления ГФ3 (Рраб = 6,3 МПа, диаметр114х8 мм), ГФ4 (Рраб = 0,6 МПа, диаметр 57х4 мм). Трубопроводы сброса газа с предохранительных клапанов: ‒ трубопровод сброса газа с предохранительных клапанов модулей автоматизированной технологической обвязки скважин ГПК (Рраб 4 МПа, диаметр159х6 мм); ‒ трубопровод сброса газа с предохранительных клапанов емкости накопительной ГПК (Рраб 0,6 МПа, диаметром 57х4 мм). Продувка скважин со сбросом газа на горизонтальный факел ФГ осуществляется по следующей схеме: фонтанная арматура ФА1...ФА5 → задвижка ЗдN.17, ЗдN.27, ЗдN.37, ЗдN.47, ЗдN.57 → задвижка ЗдN.60 → регулятор давления КлРN.51 → задвижка ЗдN.53 → счетчик газа ЗУN.5 → факел ФГ. Продувка скважин со сбросом газа на ДИКТ осуществляется по следующей схеме: фонтанная арматура ФА 1...ФА5 → задвижка ЗдN.17, ЗдN.27, ЗдN.37, ЗдN.47, ЗдN.57 → задвижка ЗдN.60 → задвижка ЗдN.54 → ДИКТ. В линиях ГФ1, ГФ2, ГФ3 осуществляется местный контроль давления газа, в линии ГФ3 осуществляется дистанционный замер расхода газа. 3. Нормы технологического режима.Технологический режим системы сбора и транспорта газа с кустов газоконденсатных скважин обеспечивает транспорт продукта (газ сырой) с требуемой пропускной способностью, а также безопасную и безаварийную эксплуатацию газопроводов. Технологический процесс сбора газа с кустов газоконденсатных скважин осуществляется при переменных технологических параметрах — давлении, температуре и расходе газа. Это обусловлено постоянным изменением уровня добычи сырья, зависящего от многих факторов. На технологической обвязке кустов газоконденсатных скважин установлены клапаны-регуляторы, поддерживающие постоянное давление в начале газосборного трубопровода. Температура на выходе с куста зависит от начальной температуры газа на выходе из скважин и от перепада давления на клапане-регуляторе — за счет дроссель эффекта температура газа снижается. Температура и давление газа в газосборных трубопроводах на входе на УКПГ-22 зависят от температуры и расхода газа на всех газосборных трубопроводах — изменение одного из параметров в начале какого-либо газосборного трубопровода, например, из-за отключения или включения в работу скважин, может привести к изменению технологических параметров на других газосборных трубопроводах. При установлении норм технологического режима на определённый период времени необходимо учитывать переменные производственные факторы, а также отклонение фактических значений параметров от расчётных. Фактические значения параметров и их предельные значения должны своевременно вводиться персоналом предприятия в базу данных АСУ ТП в течение всего периода эксплуатации трубопроводов сбора газа. Работа газопроводов системы сбора газа от кустов газоконденсатных скважин, должна соответствовать установленному технологическому режиму. При каждом непредусмотренном изменении режима должны приниматься меры к немедленному установлению и устранению причин, вызывающих это изменение. 4. Результаты математического моделирования4.1 Математическая модель УКПГ-22По результатам комплексного обследования была построена математическая модель технологической нитки низкотемпературной сепарации и произведён расчёт максимальной конденсации для пластового флюида УКПГ-22 (рис. 1.1 ), так же был построен график зависимости потерь С5+ от давления (рис. 1.2).  Рис. 1.1 – График максимальной конденсации пластового флюида УКПГ  Рис. 1.2 – График зависимости потерь С5+ от давления. Исходя из результатов моделирования максимальный удельный выход КГН с УКПГ-22 возможен при давлении 5,7 МПа и температуре минус 32 ˚С. При поддержании данного технологического режима возможно дополнительное извлечение из пластового газа 3,480 млн. м3/сут. ЗаключениеПрокладка технологических трубопроводов на территории УКПГ осуществляется по эстакадам на металлических опорах на общих эстакадах со вспомогательными трубопроводами. Подземная прокладка трубопроводов осуществляется в местах перехода шлейфов, газопровода внешнего транспорта, конденсатопровода внешнего транспорта, дренажного трубопровода через дорогу, подключения к дренажным емкостям. Для предохранения от замерзания трубопроводов, образования гидратов, парафинов предусмотрена прокладка трубопроводов с терморегулирующим электрическим кабелем в теплоизоляции. Электрообогрев предусмотрен для трубопроводов дренажа, трубопроводов газового конденсата, топливного газа, газа выветривания, газа собственных нужд, сброса газа с предохранительных клапанов от блока до точки врезки в сборный коллектор, тупиковых участков. В 2021 году планируется запуск УКПГ-21 на котором возможно применение полученных результатов для обеспечения максимального отделения конденсата от природного газа. Технология производства нового УКПГ-21 будет соответствовать ранее введенному в эксплуатацию УКПГ-22. Список использованных источников1. ГОСТ 9.506-87. Ингибиторы коррозии металлов в водонефтяных средах. Методы определения защитной коррозии [Текст]: введ. 01.07.1988. – М.: Изд-во стандартов, 1988. 2. Инструкция по нормированию расхода и расчету выбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» [Текст]: ВРД 39-1.13-051-2001: утв. Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером: введ. в действие с 29.11.2001. – М., ИРЦ Газпром, 2002. – 28 с. 3. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования [Текст]: СТО Газпром 9.3-011-2011: утв и введен в действие распоряжением ОАО «Газпром» от 15 декабря 2010 г. №494. – М.: Издание Официальное, 2011. 4. Методика лабораторных испытаний ингибиторов коррозии для оборудования добычи, транспортировки и переработки коррозионно-активного газа [Текст]: СТО Газпром 9.3-007-2010; утв и введен в действие распоряжением ОАО «Газпром» от 19 сентября 2010 г. №291. – М.: Издание Официальное, 2010. Интернет-ресурс: 1. https://urengoy-dobycha.gazprom.ru – Сайт компании ООО «Газпром добыча Уренгой». 2. https://www.gesrv.ru/project/ustanovka-kompleksnoy-podgotovki-gaza-22/ | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||