Отчет о производственной практике в ОАО «Газпром»

Подготовка газа осуществляется способом гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 …плюс 8°С. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 8,5 млн.м³/сут при давлении 5,5 МПа каждая. Круглогодичное охлаждение газа до температуры транспорта газа осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов. Осушенный и охлажденный газ подается в подземные промысловые коллектора к головной компрессорной станции КС Ямбургская.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров в условиях постоянно снижающихся устьевых параметров, на ГП-6 в 1996 году введена в эксплуатацию 1-я очередь дожимной компрессорной станции, а в декабре 2002 года – 2-я очередь. Первая и вторая очереди ДКС расположены перед установкой осушки газа.

В состав УКПГ входят следующие  основные объекты:

1. пункт переключающей арматуры – подключение шлейфов к установке комплексной подготовки газа и распределение ингибитора (метанола) на кусты скважин;
2. технологический цех подготовки газа – осушка газа;
3. установка АВО газа – охлаждение газа;
4. технологический цех регенерации ДЭГа и метанола – восстановление концентрации осушителя и ингибитора гидратообразования;
5. установка печей огневого подогрева ДЭГа и метанола – подготовка реагентов к регенерации;
6. пункт редуцирования газа на собственные нужды – снижение давления осушенного газа для нужд потребителей газа низкого давления;

7. подогреватель газа собственных нужд;

8. узел отключающих кранов (УОК) – отключение УКПГ от межпромысловых коллекторов;
9. склад ДЭГа, метанола и ГСМ ;
10. компрессорная воздуха КИП – подготовка воздуха требуемого давления для управления средствами КИП и А;
11. установка воздухосборников – создание запаса воздуха КИП и технического воздуха;
12. система внутриплощадочных коллекторов – транспорт газа, реагентов, стоков и дренажей, пара в системах УКПГ;

13. система сброса газа на свечу;

14. горизонтальное факельное устройства (ГФУ) – утилизация промстоков и сжигание газа при выводе шлейфов на режим;
15. установка подогрева теплоносителя (УПТ) – теплоснабжение промышленных и вспомогательных объектов ГП-6;
16. водонасосная станция – обеспечение бесперебойного водоснабжения промысловых сооружений ГП-6;

17. блок подсобно-производственных помещений;
18. емкость аварийного слива реагентов;

19. аварийная дизельная электростанция – аварийное электроснабжение УКПГ;

20. закрытое распределительное устройство (ЗРУ) – прием и распределение электроэнергии на напряжение 6 кВ;

21. блок вспомогательных помещений;
22. обводной коллектор ГО. 
    

5.2 Газосборная  сеть

5.2.1 Добыча газа

Добыча газа ведется по 110 эксплуатационным скважинам, которые  группируются в 20 кустов. Имеются 2 поглощающие, 12 наблюдательных и 2 ликвидированные скважины.

Применяются вертикальные и наклонно-направленные скважины, оборудованные фонтанной арматурой крестового типа: АФК6-150/100-210ХЛ, АФК-100/100-210ХЛ, с колонными головками ОКК1-219/324-210ХЛ, КГ 13,5/8´12,3/4´8,5/210ХЛ. Конструкция скважин: кондуктор диаметром 299 мм – глубина спуска 550 м; эксплуатационная колонна диаметром 219 мм – глубина спуска 1240 м; внутрьэ ксплуатационной колонны спускается до нижней границы перфорации (1150...1200 м) лифтовая колонна диаметром 168 мм, в настоящее время идет замена на 114 мм. Более подробная конструкция скважины и ее обвязка показаны на рисунке 3 и 4.

Для оснащения обвязки  кустов газовых скважин №№ 616, 617, 619, 620, 621 используется комплекс энергонезависимых устройств телемеханики газовых скважин "Ямбург-ГиперФлоу-ТМ", разработанный специально для эксплуатации в условиях Крайнего Севера. Система телемеханики обеспечивает сбор, обработку, хранение и передачу на пульт оператора параметров эксплуатации скважин в объеме, необходимом для оптимизации и планирования режимов добычи газа, а также геологической оценки состояния пластов промысла.

Для поддержания оптимального режима эксплуатации, обеспечения дистанционного автоматизированного контроля и регулирования дебита скважин система телемеханики включает:

1. измерительный комплекс на базе расходомера "ГиперФлоу";
2. регулирующее устройство дебита скважины РУД-01, обеспечивающее автоматическое, дистанционное и ручное регулирование расхода газа.

 

5.2.2 Сбор газа

Для сбора газа от скважин  применена коллекторно-лучевая схема  из труб диаметром 530, 426, 325 мм. Схема расположения кустов скважин и шлейфов приведена на рисунке 5.

Транспорт сырого газа по шлейфам  от кустов скважин до УКПГ сопровождается потерями давления, появлением конденсационной воды, понижением температуры. При понижении температуры ниже температуры гидратообразования и наличии капельной влаги происходит образование плотных гидратных пробок в трубопроводах, в результате снижается производительность скважин и ГСС, возникают аварийные ситуации, что в конечном счете отрицательно влияет на работу УКПГ вцелом. Зависимость температуры гидратообразования газа сеноманской залежи Ямбургского НГКМ от давления приведена на рисунке 6.

Для сохранения стабильной работы ГСС, предупреждения гидратообразования, разрушения образовавшихся льда и гидратов в процессе транспорта сырого необходимо производить подачу метанола в соответствии с расчетным графиком зависимости необходимой концентрации метанола в конденсирующейся жидкости в газопроводах-шлейфах от параметров газа. Газ по шлейфам поступает на пункт переключающей арматуры.

Пункт переключающей арматуры состоит из 15 узлов ввода шлейфов, которые распределены в арматурных блоках. Каждый из узлов ввода шлейфов оборудован трубопроводом и арматурой соответствующего диаметра для подачи сырого газа в общий коллектор Ду 1000. Далее сырой газ поступает из ППА в коллектор Ду 1000 и направляется на узел подключения ДКС к УКПГ.

В узлах входа  шлейфов производится:

• прием газа от шлейфов кустов скважин и его подача в коллектор сырого газа;
• выравнивание давления сырого газа перед подачей его в общий коллектор;
• выполняется сигнализация о понижении давления газа;
• сброс газа в свечной коллектор Ду 300.

На каждом узле ввода шлейфа производятся замеры температуры и давления газа с показанием значений в операторной.

5.3 Дожимная компрессорная  станция

Технологической схемой ДКС предусмотрены следующие основные процессы обработки газа:

• очистка (сепарация) газа;
• компримирование газа;
• охлаждение газа после каждой ступени компримирования;

Сырой газ с давлением 0,8…0,36 МПа (2010…2014 г.г.) и температурой от минус 15 до плюс 15°С по газосборным коллекторам через узел подключения ДКС к УКПГ поступает в блоки сепараторов установки очистки газа (УОГ) для отделения механических примесей и капельной влаги.

Сепаратор представляет собой  вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 1800 мм. Нижняя часть аппарата служит сборником жидкости и состоит из двух отсеков. Первый предназначен для сбора пластовой воды и мехпримесей из входной сепарационной секции, второй – для сбора промывочной жидкости, используемой для орошения.

Стоки от промывки аппаратов  направляются в резервуары-отстойники, из которых жидкость откачивается насосом  в емкость корпуса регенерации ДЭГа и метанола УКПГ, далее в емкость сбора промстоков для последующей утилизации на ГФУ. Очищенный газ после УОГ подается на компримирование по двум теплоизолированным трубопроводам Ду 1000 мм.

Компримирование газа на ДКС осуществляется в две ступени. После каждой ступени компримирования предусмотрены установки охлаждения газа.

Охлаждение газа позволяет обеспечить требуемые параметры работы ГПА второй ступени и возможность осушки газа до требуемой точки росы по влаге.

Поддержание необходимой  температуры газа на выходе из установки  охлаждения осуществляется:

• регулированием производительности вентиляторов путем изменения угла установки лопастей;
• отключением двигателей вентиляторов (отключение начинать с последнего по ходу газа ряда);

Промежуточное охлаждение производится после первой ступени компримирования (в составе КЦ-2). Охлаждение осуществляется в 20 аппаратах 2АВГ-75С.

Температура газа на нагнетании первой ступени составляет в летнее время до 130°С, а в зимнее время до 115°С. Температура газа на выходе из АВО должна поддерживаться в диапазоне:

• в летнее время 19…36°С;
• в зимнее время 15…25°С.

Указанный уровень охлаждения определяется необходимостью обеспечения  такой температуры газа на входе в ГПА КЦ-1, при которой не будет происходить конденсация содержащихся в газе водяных паров, с гарантированным запасом 3…5°С.

Конечное охлаждение газа производится после второй ступени  охлаждения (КЦ-1). Температура газа на выходе из АВО в летнее время должна поддерживаться на уровне +20…+23°С. В зимний период температура газа после АВО должна быть на уровне 15…20°С. Давления газа после ДКС должно быть в диапазоне 3,6...5,5 МПа.

5.4 Установка  комплексной подготовки газа

Газ от дожимной компрессорной  станции поступает в коллектор  сырого газа и затем на установку подготовки газа в 9 технологических ниток, состоящих из абсорберов А-1/1-9 и их арматурных блоков Ар-02/1-9. Абсорбер является многофункциональным колонным аппаратом диаметром 1800 мм и высотой 15 м, состоящим из 3-х функциональных секций:

• нижняя – предварительная сепарация газа (сепарационная секция);
• средняя – абсорбционная осушка газа (массообменная секция);
• верхняя – очистка газа от ДЭГа, уносимого из массообменной секции.

Сепарационная секция А-1 состоит  из узла безгидрозатворного отвода жидкости (БГЗО) установленного в штуцере входа газа, узла входа с пескосъемником, установленным на штуцере входа газа и расположенных над ними тарелками с патрубком для входа газа и циклонными сепарационными элементами., на которых происходит отделение жидкости. Отвод отсепарированной жидкости осуществляется в бункер, расположенный под тарелками и далее, под воздействием сил разряжения, создаваемых завихрителем, в узел БГЗО.

Массообменная часть состоит из структурированной насадки.. Пластины пакетов массообменной насадки выполнены с рифлением листа из стали 12Х18Н10Т толщиной 0,4 м, высота насадки 3,6 м (24 слоя). Над верхним пакетом массообменной насадки размещен распределитель жидкости для подачи РДЭГа. В выходной фильтрующей секции абсорберов А-1 №1, 2, 3, 5, 6, 7, 9 в замен тарелки с фильтр-патронами и центробежными элементами установлены 2 слоя регулярной пластинчатой насадки с сетчатым жгутом (пластины не профилированные высотой по 150 мм с направляющими пластинами для отвода уловленной жидкости). Выделившаяся из газа жидкость (смесь метанол-вода) отводится из кубовой части аппарата и поступает в разделитель Р-1а

Техническая характеристика модернизированного абсорбера:

• производительность по газу,м³/ч (млн.м³/сутки) – 416670
• объемный расход РДЭГа, м³/ч – до 8,0;
• потери ДЭГа, мг/м³ – не более 10;
• точка росы осушенного газа, при Р=4,0 МПа, °С – минус 15 ¸ минус 20;
• рабочее давление, МПа – 3,6¸5,5;
• расчетное давление, МПа – 10.

Природный газ из сепарационной  части поступает в массообменную  часть, где происходит массообмен между восходящим потоком газа и подаваемым на орошение раствором РДЭГа. При этом газ осушается за счет абсорбции из него влаги, а ДЭГ насыщается влагой и метанолом. Количество РДЭГа, подаваемого на осушку, зависит от расхода газа через установку, температуры контакта, концентрации ДЭГа. Насыщенный раствор ДЭГа собирается на тарелке массообменной секции абсорбера и через клапан-регулятор поступает в Р-1 ЦРД.

Осушенный газ из массообменной  секции поступает в фильтрующую  часть, где улавливается раствор ДЭГа, уносимый газом. Пылевидные частицы ДЭГа, уносимые газом, коагулируются на регулярной пластинчатой насадке с сетчатым жгутом с направляющими пластинами для отвода отсепарированной жидкости на стенки аппарата.

Из абсорбера газ, осушенный  до температуры точки росы минус 20°С в зимнее время и минус 10°С в летнее время, поступает по трубопроводу в коллектор осушенного газа Ду 1000.

С целью исключения растепления многолетних просадочных грунтов и повышения надежности газопровода предусматривается охлаждение газа до минус 2°С, которое в зимний период может быть обеспечено в АВО, в теплый период – АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами БТДА-10/13.

Осушенный газ после охлаждения проходит узел хозрасчетного замера газа, где замеряется точка росы вычислителем "Конг-Прима-4" и температура газа с выводом значений в операторскую, и направляется на установку отключающих кранов (УОК). На УОКе замеряется давление с сигнализацией повышения, или понижения давления, с передачей значений в операторскую.

После отсечных кранов осушенный газ поступает  в промысловый коллектор.

Принципиальная  технологическая схема комплексной  подготовки газа представлена на рисунке 7.

Изготовляемая продукция  УКПГ – газ, осушенный и очищенный  от мехпримесей, подготавливаемый к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93. Характеристика газа представлена в таблице 1. 

6 Охрана труда и окружающей среды

6.1 Основные опасности производственных процессов

Условия труда на рабочих  местах в ООО “Газпром добыча Ямбург” складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру воздействия на человека.