Отчет по практике в ООО “ВНИИГАЗ”

Обвязка устьев скважин и набор прискважинных сооружений обеспечивают проведение всех необходимых операций по эксплуатации, ремонту и глушению скважин. При вводе скважин в эксплуатацию, после ремонта или длительного простоя выполняется продувка со сжиганием газа на горизонтальных горелочных устройствах кустов.

Для определения  оптимальных технологических режимов  работы скважин и периодического контроля используется измерительный  комплекс "Надым-1".

С целью предупреждения гидратообразования в стволах скважин  и системе сбора предусмотрена возможность подачи метанола в затрубное пространство и на устья скважин.

 

4.2 Система сбора и подготовки газа 

 

Для сбора газа от скважин зоны УКПГ-3В применена комбинированная (коллекторная и лучевая) схема с использованием труб Ду 200, Ду 250, Ду 300 и Ду 500:

• от 7 кустов – индивидуальные шлейфы;
• от остальных кустов – шлейфы-коллекторы, с подключением к каждому коллектору 2-3 кустов.

Схема сбора  газа и характеристика шлейфов приведены на рисунке 5.2

 

Рисунок 5.2 – Схема сбора газа и характеристика шлейфов зоны УКПГ-3В

 

Предусмотрена надземная прокладка шлейфов  на опорах, в теплоизоляции из ППУ  толщиной 60 мм, с защитным кожухом  из металлического листа.

Параллельно шлейфам  к каждому кусту скважин предусмотрена  прокладка ингибиторопроводов Ду 50.

Сырой газ от кустов скважин зоны УКПГ-3В по газопроводам-шлейфам с давлением 1,0…0,5 МПа и температурой 10,0…0 º С поступает на УКПГ, в блоки узлов входа шлейфов пункта переключающей арматуры (приложение А).

В состав ЗПА  входят:

- блоки узлов  входа шлейфов разработки ДОАО "ЦКБН":

ГП 811.01.00.000 Ду 300 Ру 16 МПа – 7 шт.;

ГП 811.02.00.000 Ду 400 Ру 16 МПа – 2 шт.

- устройство распределения ингибитора (метанола);

- станция гидропривода.

Каждый узел ввода шлейфа включает:

- отсечной шаровой кран с гидроприводом Г-101 на входе газа с управлением по месту и дистанционным закрытием;

- кран-регулятор  с гидроприводом Г-102;

- обратный клапан;

- отсечной шаровой  кран Г-103 с гидроприводом (у  крана Г-103.12 только ручное управление);

- шаровой кран  с гидроприводом С-101 Ду 150 для  сброса газа на свечу УКПГ, ручной шаровой кран С-101 Ду 100 для сброса газа на свечу  Ду-100 (над ЗПА);

- задвижки для  сброса газа перед Г-103.

В узлах входа  шлейфов производится:

- прием сырого газа от шлейфов и его подача в коллектор сырого газа через отсечные краны Г-101 и Г-103;

- выравнивание давления сырого газа перед подачей его в общий коллектор Ду 1000 при помощи крана-регулятора Г-102 (поддерживает давление после себя с корректировкой по давлению газа на входе в арматурные блоки, настройка крана-регулятора производится вручную);

- сброс газа через шаровой кран Ду 100 перед Г-101 в свечной коллектор Ду 100, далее на свечу Ду 100 (над ЗПА), а также через задвижку С-102 Ду 25 перед краном Г-103 на свечу Ду 50 (над ЗПА);

- продувка шлейфов при выводе на режим или при образовании гидратов в шлейфах через кран С-101 в свечной коллектор Ду 200 и далее на свечу УКПГ (коллектор Ду 200 переходит на Ду 300, на участке коллектора Ду 200 установлены два шаровых крана С-102 и С-103, предназначенные для поддержания давления в свечном коллекторе 1 МПа, при этом кран С-102 выполняет функцию крана-регулятора, С-103 – отсечной).

 

4.3 Очистка газа и компримирование.

 

После прохождения  ЗПА, газ по двум газосборным коллекторам Ду 1000 мм через емкость пробкоулавливатель ЕП-1 и узел подключения ДКС к УКПГ направляется в блоки пяти сепараторов №№ 1-5 установки очистки газа (УОГ) для отделения механических примесей и капельной влаги. Емкость для улавливания жидкостных пробок ЕП-1 предназначена для приема залповых поступлений жидкости, выносимой газом из пониженных участков газопроводов-шлейфов. Эскиз сепаратора с промывочной секцией представлен на рисунке 5.3.1

Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 2600 мм с узлом предварительной очистки газа (у штуцера входа) и тремя секциями:

- входной с сепарационными элементами типа ГП 353 (Ду 100, 105 шт.),   тарелка 1; 

 

 

 

Рисунок 5.3.1 –  Эскиз сепаратора с промывочной  секцией ГП 1300.00.000

- выходной с сепарационными с элементами типа ГПР 515 (Ду 100, 106 шт.),   тарелка 4;

- секции промывки, состоящей из 2-х массообменных тарелок 2,3 с центробежными элементами типа ГПР 340 (Ду 60, 766 шт.)

Рисунок 5.3.2 – Зависимость максимальной производительности сепаратора С – 1 (ГП 1300) от давления.

 

Газ, поступающий  от Анерьяхинской площади, после  узла подключения Анерьяхи (УПАн)  поступает по газосборному коллектору Ду 1000 в блоки четырех сепараторов  №№ 6-9 установки очистки газа. Очищенный газ от Анерьяхинской площади в период с 2009 по 2010 годы сразу поступает на установку осушки газа. В 2010 году с падением давления на Анерьяхинской площади до 5,5…5 МПа в период работы на УКПГ-3В турбодетандеров газ от УППГ поступает на вход КЦ-1. Давление газа от УППГ дросселируется на УПАн до значения давления газа на входе в КЦ-1.

Очищенный пластовый  газ зоны УКПГ-3В (от 5 сепараторов) по всасывающему коллектору диаметром 1000 мм поступает на компримирование к агрегатам КЦ-2. В дальнейшем с 2015 года к агрегатам КЦ-2,1.

До 2015 года первая ступень компримирования (КЦ-2) осуществляется агрегатами ГПА-Ц5-16С. Сжатый до давления 4,1…2,0 МПа газ подается на охлаждение в аппараты АВГБС-83 (30 шт.) и поступает  на вторую ступень компримирования (КЦ-1) с агрегатами ГПА-Ц-16. Сжатый до давления 6,5…4,5 МПа газ подается на охлаждение в аппараты 2АВГ-75С-1 (24 шт.) и  далее на установку осушки и охлаждения газа УКПГ(приложение Б).

4.4 Осушка газа и охлаждение

 

Сырой газ после  дожимной компрессорной станции с давлением 4,0…6,3 МПа и температурой 5…26°С (зависимость производительности абсорбера от давления представлена в приложении В) через кран № 8 узла подключения ДКС к УКПГ по коллектору сырого газа Ду 1000 поступает на установку подготовки газа и далее по трубопроводам Ду 400 – в корпус подготовки газа через краны Г-201 в 8 технологических ниток, состоящих из абсорберов А-1,2…9 (проектная конструкция которых выполнена по черт. ГП 778.01 ДОАО “ЦКБН”) и их арматурных блоков Ар-02. В абсорбер А-1.1 поступает сырой газ от УППГ Анерьяхинской площади через шлейф № 401 на ЗПА. Расход газа через А-1 зависит от количества работающих ниток и параметров осушаемого газа. Схема абсорбера представлена на рисунке 5.4

Абсорбер является многофункциональным колонным аппаратом диаметром 1800 мм и высотой 10190 мм, состоящим из 3-х функциональных секций:

• нижняя – предварительной сепарации газа (сепарационная секция);
• средняя – абсорбционная осушка газа (массообменная секция);
• верхняя – очистки  газа   от   ДЭГа,   уносимого   из   массообменной   секции (фильтрующая секция).

 

Рисунок 5.4 –  Схема абсорбера ГП 778

Для обеспечения  необходимого качества подготовки газа и минимально возможного расхода  метанола в АВО газа ДКС в зимний период температуру сырого газа перед абсорберами необходимо поддерживать 7…15°С.

Во входной  сепарационной секции абсорбера  из газа выделяется капельная жидкость, которая отводится по уровню через  клапан-отсекатель К-203 и поступает  в разделитель Р-1а УРМ. При  крайнем нижнем уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие клапана-отсекателя.

Отсепарированный  газ поступает в массообменную  секцию абсорбера. В верхнюю часть  массообменной секции навстречу  потоку газа подается регенерированный раствор диэтиленгликоля с концентрацией до 99,0% масс. РДЭГ подается насосами Н-10.1-3 в абсорбер А-1.1 и насосами Н-10.4-10 в абсорберы А-1.2-9.

На контактных поверхностях происходит массообмен встречных  потоков осушаемого газа и раствора ДЭГа, при этом газ осушается за счет абсорбции из него влаги, а ДЭГ насыщается влагой до концентрации 96,0…97,3%.

Количество  РДЭГа, подаваемого на осушку, зависит  от расхода газа через установку, температуры контакта, концентрации ДЭГа.

Расход ДЭГа контролируется дифманометром, работающим в комплекте с диафрагмой, установленной на линии подачи ДЭГа в абсорбер и регулируется вручную клапаном КИП по месту.

Насыщенный  раствор ДЭГа собирается на полуглухой тарелке массообменной секции абсорбера  и через последовательно соединенные  фильтр, клапан-отсекатель, клапан-регулятор и дроссельную шайбу поступает в Р-1.1 УРД. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня, при понижении уровня ниже допустимого срабатывает блокировка на закрытие отсечного клапана.

Осушенный газ  поступает в фильтрующую секцию, где происходит улавливание капель гликоля, уносимого с газом.

Из абсорбера газ, осушенный  до точки росы минус 20°С в зимнее время и точки росы минус 10°С в  летнее время, проходит по трубопроводу Ду 400 через замерную диафрагму, штуцер-регулятор  ШР-22, выходной пневмогидрокран Г-203 в коллектор осушенного газа Ду 1000 (схема представлена в приложении Г). Диафрагмой производится замер количества осушенного газа и определяется производительность технологической нитки. Температура газа контролируется термометром сопротивления. Давление, температура и расход газа выведены на ЭВМ в операторскую.

С целью исключения растепления многолетних просадочных  грунтов и повышения надежности газопровода предусматривается  круглогодичное охлаждение газа до 0…2°С, которое в зимний период может быть обеспечено АВО, в летний период - АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами БТДА-10.13 с СПЧ АДКГ.7 (ТДА-1).

4. 5  Регенерация ДЭГа

 

Гликоль с концентрацией 96,0¸98,0% масс. от установки подготовки газа поступает на установку регенерации. Регенерация осуществляется путем выпаривания влаги из раствора гликоля при давлении ниже атмосферного (вакуум 0.65-0.78 кгс/см²) в кубе колонны К-1 и температуре 160¸164°С. В этих условиях влага выделяется из раствора и переходит в паровую фазу. Регенерированный абсорбент возвращается на установку осушки газа.

Установка регенерации  позволяет получить концентрацию регенерированного  ДЭГа до 99,3% масс. при насыщении ДЭГа до 3%.

Установка регенерации ДЭГа включает (см. приложение Д) следующие основные аппараты: блоки разделителя НДЭГа Р-1.1 , Р-1.2 , блоки колонн регенерации ДЭГа К-1.1 , К-1.2 , печи огневого регенерации ДЭГа П-1.1-3, емкости ДЭГа Е-4, Е-8, насосы, воздушные холодильники, фильтры, теплообменники Т-3 .

Регенератор блока  регенерации гликоля представляет собой колонный аппарат, верхняя часть диаметром 1600 мм с регулярной насадкой, нижняя часть диаметром 2000.  Верхнюю и нижнюю часть разделяет полуглухая тарелка.

Для данной колонны  процент насыщения ДЭГа не должен превышать 3.

Для подогрева НДЭГа служат трубчатые однопоточные печи огневого подогрева П-1, установленные на площадке УКПГ в укрытии. В состав печи входят: конвективный змеевик Ду150 (горизонтальный), расположенный в верхней части печи; радиантный змеевик Ду 150 (витой), находящийся в нижней части печи; каркас печи; труба дымовая; горелки и приборы КИП и А.

Для повышения  надежности работы печей подогрева  ДЭГа на установке применена схема  рециркуляции ДЭГа через куб колонны  К-1.

В печи гликоль проходит последовательно конвективную и радиантную части, нагревается до 164°С. Нагретый ДЭГ возвращается в блок регенерации колонны К-1 под полуглухую тарелку.

В кубовой части колонны  происходит отделение паровой фазы от раствора регенерированного гликоля. Пары через полуглухую тарелку поступают в массообменную часть колонны, регенерированный гликоль выводится из колонны.

Регенерированный ДЭГ  насосом Н-4б через клапан-регулятор  уровня в кубовой части  4.2 подается на охлаждение в межтрубье рекуперативного  теплообменника Т-3 и затем в ВХ 3.1-4, фильтры Ф-1.1,2 , фильтры БФ-1.1-4 и далее – в емкость регенерированного ДЭГа Е-4. Охлажденный до 20÷40°С регенерированный ДЭГ из Е-4 насосами Н-10 подается в А-1 – таким образом происходит циркуляция ДЭГа через абсорберы.

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Подводя итог всему выше сказанному нужно отметить, что на сегодняшний день УКПГ-3В совместно с УППГ-4А (Анерьяхинское) вносят существенный вклад в суммарную добычу газа ОАО «Газпром Добыча Ямбург» из сеноманской залежи ЯГКМ. Установка подготовки газа № 4 проводит весь спектр работ: начиная с добычи скважинной продукции до ее подготовки к дальнему транспорту,- и, надо заметить, справляется со своими обязанностями хорошо.

Однако стоит отметить, что на сегодняшний день на УКПГ-3В очень остро стоит вопрос обводнения скважин, вызванное несколькими причинами:

- более быстрые темпы  отбора газа (по сравнению с  проектом разработки);

- некачественное цементирование  эксплуатационной колонны, его износ.

В связи с этим рекомендуется  провести ремонтно-изоляционные работы на скважинах, продукция которых содержит большое количество воды, а так же, по возможности, внести корректировки в объемы добычи природного газа на данном промысле.