Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин на станции подземного хранения Канчуринского подземного газохранилища

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин на станции подземного хранения Канчуринского подземного газохранилища

"Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин на станции подземного хранения Канчуринского подземного газохранилища"

скважина подземный хранение абсорбционный

Введение

Задачей проекта является глубокий анализ схемы подготовки газа к транспорту в период отбора на Канчуринском ПХГ, выявление недостатков и рекомендации по совершенствованию существующей схемы.

При эксплуатации хранилища необходимо выполнение требований отраслевого стандарта к качеству газа. Недостатком существующей схемы является превышение точки росы по влаге отбираемого газа в течение трех месяцев.

Одним из наиболее эффективных и распространенных методов извлечения влаги из газа является абсорбционная осушка газа. Целесообразность применения которой обосновывается в проекте.

Другое применяемое мероприятие - ввод в действие установки регенерации метанола. У регенерации метанола много положительных сторон, ее применение особенно актуально в условиях Канчуринского ПХГ.

На протяжении всех лет эксплуатации ПХГ производится ингибирование газа метанолом для понижения температуры гидратообразования. Выделившаяся в сепараторах водометанольная смесь перекачивается в поглощающую скважину , в подошвенные воды рифового массива . При этом ежегодно безвозвратно теряется до четырех тысяч тонн метанола, что влечет за собой затраты на приобретение нового метанола , его транспорт и наносит непоправимый ущерб экологии . В сложившихся условиях эксплуатации остро стоит проема регенерации метанола или же его сжигание в термопечах . Сжигание неосуществимо по причине высокой минерализации водометанольной смеси. Концентрация метанола в насыщенной смеси до 40 % и выше, позволяет применить установку регенерации метанола, предотвратить его закачку в пласт, сократить расходы на закупку дополнительного объема.

Также в проекте необходимо рассмотреть вопросы касающиеся эффективности мероприятия. Проведение расчетов позволяет определить влияние мероприятий на показатели деятельности предприятия .

Необходимым условием проведения мероприятия является определение и профилактика производственных опасностей, профессиональных вредностей, аварий и отравлений. Разработка соответствующих им технических, гигиенических и организационных мероприятий , обеспечивающих безопасность , сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда на предлагаемых установках.

1. Геологическая характеристика хранилища

.1 Общее описание хранилища

Канчуринская станция подземного хранения газа, созданная на основе истощенного газоконденсатного месторождения, расположена в Башкирии в 200 км южнее города Уфы. Ближайшие города Кумертау и Мелеуз. Обзорная карта территории приведена на рис. 1.1.

Территория, занимаемая горным отводом , находится в степной полосе на водоразделе рек Белой и Большая Куюргаза . В пределах площади абсолютные отметки изменяются от 200 м над уровнем моря . Наиболее низкие отметки по долинам рек Куксыр и Карагайка , пересекающих площадь в меридиональном направлении.

По территории хранилища проходят железнодорожная и автотранспортная магистраль от города Уфы до города Оренбурга.

Климат рассматриваемого района континентальный с резкими колебаниями температуры от + 38 летом до - 45 градусов зимой. Среднегодовая температура + 2 .

Коллекторами, вмещающими залежь, являются рифогенные известняки сакмаро-артинского возраста с пористостью 5.2% , проницаемостью 57.4x10-¹⁵ м ^2, с толщинами до 500 м .

Начальные запасы газа составляли 7912 млн.м³, извлекаемого конденсата 356 тыс.тонн . Начальное пластовое давление на отметке ГВК (-1450м)-17.2 МПа , пластовая температура +25° С.

К моменту создания газохранилища, т. е. к 1972 году, в залежи находилось 724 млн. мЗ газа. В Канчуринское газохранилище на закачку поступает газ Уренгойского месторождения. Состав отбираемого газа в настоящее время определяется составом закачиваемого газа. Наиболее достоверным является следующий состав, приведенный в табл. 1.1.

Таблица

К началу создания Канчуринского ПХГ потенциальное содержание конденсата в газе составляло 39 смЗ/мЗ. В процессе создания и эксплуатации хранилища запасы остаточного конденсата были извлечены.

В последующие периоды отбора газа добыча конденсата будет обусловлена составом закачиваемого газа и технологией его обработки и составит 0.5...1.5 смЗ/мЗ .

Углеводородный конденсат Канчуринского ПХГ характеризуется небольшим молекулярным весом, значение его находится в пределах 74...78 г моль, что обуславливает небольшую степень конденсации, его в процессе обработки. Состав конденсата приведен в табл. 1.2. Расчеты показали, что для газа данного состава давление максимальной конденсации находится в пределах 2.5...3.5 МПа.

В среднем за последние три года выход конденсата составил около D.5...0.7 смЗ/мЗ , что составляет около 10 % от потенциального содержания его в газе . На рис. 1.2 представлены изотермы конденсации , показывающие , что при понижении температуры сепарации газа до минус 20°С выход конденсата может быть увеличен до 2 смЗ/мЗ ( или 1.43 г/мЗ ), что составит % от потенциала .

В целом же содержание конденсата в газе не имеет промышленного значения. Поэтому в проекте не предусмотрены дополнительные мероприятия по извлечению конденсата.

Кроме углеводородного конденсата в качестве жидкой фазы выделяется также пластовая и конденсационная вода, метанол. Максимальный вынос плановой воды наблюдается в январе, достигая 33 мЗ/сут.

Пластовая вода , выносимая из скважин при отборе , характеризуется на- чием в большом количестве кальциевых и магниевых солей :

— удельный вес при 20°С 1.125 г/смЗ

—  плотный осадок 288,5 г/л

—  щелочность общая 3.2 мг-экв/л

—  жесткость общая 1232.0 мг-экв/'л

—  минерализация 243.204 г/л

Гидрогеологические условия данного района изучены слабо , поэтому подробную характеристику водоносных комплексов не представляется возможным .

По данным бурения и опробования скважин водоносными являются : - четвертичные палеоген-неогеновые отложения;

—   уфимский ярус верхней Перми;

—   сакмаро-артинский ярус нижней Перми ;

—   башкирский и намюрский ярусы карбона.

Канчуринское газохранилище создано в залежи с подошвенными водами, отделенными от газовой части оторочкой из окисленной нефти .Состав пластовых вод показан в табл. 1.3. В процессе разработки залежи и при эксплуатации Г1ХГ на некоторых участках произошло разрушение экрана из окисленной нефти, в результате в ряде скважин происходит подтягивание пластовой воды.

1.2 Геологическое строение разреза хранилища

На месторождении скважинами вскрыты отложения каменноугольной , пермской , палеогеновой , неогеновой и четвертичной систем.

Отложения средне- и верхнекаменноугольного отделов представлены органогенно-обломочными известняками, плотными, доломитизированными участками . В верхней части разреза известняки мелкопористые, пропитанные густой нефтью или в различной степени битуминозные . Вскрытая толщина 99 метров .

Выше по разрезу залегают отложения пермской системы. Нижнепермский ярус сложен породами ассельского, сакмарского, артинского и кунгур- ского ярусов .

Сакмарский ярус представлен тастубским и стерлитамакским горизонтами. Сложены они рифогенными органогенно-обломочными известняками . Толщина сакмарского яруса 7...240 м .

Артинский ярус выделяется недостаточно уверенно, притом только в присводовых скважинах. Сложен он известняками и доломитами . Известняки глинистые , участками пористые .

Кунгурский ярус сложен галогенными осадками с подчиненными прослоями глин, песчаников , доломитов , мергелей .

Суммарная толщина каменной соли и ангидрита от 75 до 96 % общей толщины Кунгурского яруса, равной примерно 1500 м.

На границе нижне- и верхнепермских отложений выделяется переходная толща, состоящая из глин с частыми включениями гипса, ангидрита, алевролитов, доломитов и мергелей.

Завершается верхнепермский отдел уфимским ярусом, представленным глинами, аргиллитами, песчаниками, галечниками, конгломератами и мергелями с окрасками характерного красного цвета .

Палеогеновые и неогеновые отложения представлены терригенными осадками с преобладанием в разрезе глин.

Четвертичные отложения представлены суглинками, супесями и глинами.

Залежь газа массивного типа подстилается густой нефтью, не имеющей промышленного значения. Газонефтяной контакт проводится по изогипсе - 1450 м.

1.3 Физико-литологическая характеристика коллектора

Коллекторы Канчуринского хранилища представлены, в основном, рифогенными известняками сакмарского , артинского , ассельского возраста .

Известняки серые, буровато-темносерые, органогенно-детритусовые иногда органогенно-обломочные, участками ангидритизированные с прослоями доломитов .

Рифовый массив имеет сложную структуру, которая определялась характером , формой и строением скелетных частей рифообразователей и сопутст- в>тощих им организмов . Кроме первичных пустот , в теле рифового массива имеют место вторичные , которые образовались в результате непрерывно идущих процессов растворения , переотложения известняковых масс .

Продуктивные рифовые отложения повсеместно перекрываются осадками кунгурского яруса, представленными в основном галогенными отложениями 75...96 % ) и имеющими толщину до 1500 м. Кунгурские отложения являются надежной покрышкой рифовой залежи.

Экраном снизу служат известняки доломитизированные, плотные, пропитанные густой нефтью.

Характер пористости в разных участках рифа различен . Породы изменяются от высокопористых до плотных с отдельными участками или прослойками пористо-кавернозных разностей . Подавляющая масса образцов имеет пористость до 8... 10 % в целом по всему рифу.В газонасыщенной части рифа :реднеарифметическое значение пористости 5.7 % .

По радиокаротажу средняя пористость 4.9 % , для газовой залежи и 3.1% для водоносной части.

Проницаемость в среднем составила 65.5х10-¹⁵ м2 по керну. Проницаемость по промысловым данным в среднем 57.4x10-¹5 м2 . Низкие значения про - ницаемости и высокие дебиты газовых скважин в процессе разработки, по- видимому, говорят о хорошо развитой открытой микротрещиноватости рифового массива, при которой все порово-трещинное пространство залежи отдает газ.

2. Назначение станции подземного хранения газа

По основному назначению подземные хранилища газа в пористых пластах подразделяются на оперативные и резервные. Оперативные газохранилища делятся на базисные (сезонные) и пиковые. К пиковым относятся газохранилища, создаваемые в отложениях каменной соли.

Базисные газохранилища предназначены для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и по технологическому признаку характеризуются относительно стабильными режимами закачки и отбора газа.

Пиковые газохранилища используются для кратковременного регулирования подачи газа потребителям.

Резервные газохранилища служат для образования внутри ЕСГ долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.

СПХГ, создаваемые на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и структурных ловушек водонапорных систем, а также в отложениях каменной соли, состоят из двух комплексов:

основного производственного назначения;

Комплекс основного производственного назначения включает следующие сооружения:

скважины;

кусты скважин;

газораспределительные пункты с установками предварительной подготовки газа (ГРП);

компрессорные станции с установками полной подготовки газа (КС);

промысловые трубопроводы.

Скважины, являясь одновременно сооружением и объектом, включают следующие установки:

подземное оборудование скважин с фонтанной арматурой;

наземные прискважинные установки

Остальные сооружения основного производственного назначения состоят из следующих объектов:

сбора, распределения и первичной обработки газа с индивидуальной обвязкой скважин ;

сбора, распределения и первичной обработки газа с групповой обвязкой скважин;

подготовки газа ;

компримирования газа;

общего технологического и подсобно-вспомогательного назначения

Вышеуказанные объекты, в общем случае, включают следующие установки основного технологического, общего технологического и подсобно-вспомогательного назначения:

Установки основного технологического назначения:

установка сбора, распределения и первичной обработки газа с индивидуальной обвязкой скважин;

установка сбора, распределения и первичной обработки газа с групповой обвязкой скважин ;

установка НТС или абсорбционной осушки;

установка сероочистки.

установка компримирования газа (5.3.1);

Установки общего технологического назначения:

установка регенерации ДЭГа (ТЭГа);

установка регенерации метанола ;

установка факельная;

площадки с отключающей арматурой на входе и выходе СПХГ;

насосная подачи и распределения ингибитора гидратообразования;

насосная подачи и распределения ингибитора коррозии;

установка сбора и закачки промстоков в пласт;

установка приготовления ингибитора коррозии;

установка регенерации поглотительного раствора;

установка одоризации газа;

установка одоризации метанола;

Установки подсобно-вспомогательного назначения:

операторная;

компрессорная сжатого воздуха К и П;

площадки с установками средств связи;

площадки с установками электроснабжения;

площадки с установками электрохимзащиты;

установка теплоснабжения, вентиляции;

установка пожаротушения и пожарной сигнализации;

установка водоснабжения, водоподготовки и очистки сточных вод;

водорассольный комплекс подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли;

узлы замера газа .

При наличии газового конденсата, оставшегося в залежи, используемой для СПХГ, при отборе и подготовке газа необходимо осуществлять сбор, выделение и использование газового конденсата.

3. Анализ системы эксплуатации хранилища

.1 Основные показатели эксплуатации

Эксплуатация скважин и всей наземной сети сбора построена таким образом , чтобы наиболее экономичным способом подать газ под давлением из скважины к компрессорной станции и обеспечить необходимый срок отбора газа . В нашем случае мы имеем одно-пластовое ПХГ , эксплуатирующееся системой скважин , подключенных по индивидуальной схеме к сборным пунктам (ГСП ).

Каждый ГСП соединен с компрессорной станцией ( КС ). То есть на Кан- чуринском ПХГ применяется групповая система сбора продукции, представленная на рисунке 2.1.

Надежность газоснабжения и выравнивание неравномерности газопотребления наиболее эффективно обеспечивается созданием сети ПХГ . На территории Поволжского и Волго-Вятского районов и прилегающих областей Урала в настоящее время действуют 7 подземных хранилищ включая Канчуринское . Канчуринская станция подземного хранения газа производительностью 3.053 млрд.мЗ полностью обеспечит до 2010 года потребности в подземном хранении газа, которые представлены в табл. 2.1 .

Таблица 2.1 Потребности в объемах хранения

Объем активного газа на Канчуринском газохранилище определяется , с одной стороны , максимальным давлением до которого возможно повышение давления в пласте при существующих типах компрессоров , с другой стороны минимальным буферным пластовым давлением .

Установленные на станции типы компрессоров позволяют компремировать газ до 12.8 МПа . Давление на выходе компрессоров будет порядка 12.5МПа , однако при движении газа от компрессорной станции до устья скважин давление несколько снизиться за счет потерь на трение . При расчетах принято , что потери давления в шлейфах составят 0.5 МПа , т. е. максимальное давление на устье нагнетательных скважин будет порядка 12.0 МПа . Температура газа на устье скважин принята при закачке равной 50°С .Тогда при этих условиях максимально достижимое давление на забое скважин составит 13.61 МПа . Принимая условно , что распределение давления в залежи при небольших расстояниях между скважинами происходит довольно быстро , забойное давление можно приравнять с пластовым . Минимальное ( буферное ) пластовое давление в хранилище определяется, исходя из расчетов , которые показывают , что при давлении на устье скважин 3.9 МПа минимальное ( буферное ) давление по тем же причинам составит 6.0 МПа.

В целях обеспечения суточной производительности 27.5 млн. мЗ и сокращения периода отбора 80 % активной емкости , разбурено 142 эксплуатационных скважины .Количество скважин, приходящихся на каждый ГРП, приведено в табл. 2.2 .

Рис. 2.1

Объемы закачиваемого и отбираемого газа из хранилища по месяцам определяются коэффициентами неравномерности газопотребления и объемом активного газа .

График неравномерности газопотребления республик Южного Урала по месяцам приведен на рисунке 2.2 .

График неравномерности газопотребления по Южному Уралу

Как показали расчеты, для осуществления режима форсированного отбора газа в объеме 27.5 млн.мЗ/сут. в течение 100 дней потребуется 142 скважины . Максимальная суточная производительность всего фонда эксплуатационных скважин на начало отбора кратковременно может составить 43.99 млн.мЗ .

В последний сезон на закачку по первой ступени сжатия работало 2 турбины ГПА - Ц 6.3 , на второй 25-26 машин ГМК - 10 ГКН . Давление в магистрали на приеме 3.8-4.3 МПа .Скважин работало - 86 .

На отбор работало 88-89 скважин . Скважины эксплуатировались в индивидуальном режиме.

.2 Продуктивность скважин

В условиях подземного газохранилища закачиваемый в истощенную залежь газ заполняет не всю бывшую продуктивную толщу , а лишь ту ее часть, которая характеризуется лучшими емкостными параметрами и , соответственно, меньшими фильтрационными сопротивлениями для газа . То есть поступает в те части разреза рифа , которые обладают большей пористостью и кавернозностью и отличаются интенсивно развитой системой трещин , связывающих между собой кавернозно-пористые зоны . Толщина этих частей рифа, определенная по данным обработки материалов радиоактивных исследований, меняется от скважины к скважине в очень широких пределах: от 3 метров до 116 метров, равняясь в среднем 41 метру или 22 % от 190 метров , которыми характеризовалась газонасыщенная толщина месторождения . По проектным эксплуатационным скважинам предельно-допустимые депрессии и коэффициенты фильтрационного сопротивления приняты, как средне арифметические величины существующих скважин, они равны:

В качестве примера в табл. 2.5 приведены коэффициенты фильтрационных сопротивлений и начальная продуктивность скважин по ГРП-5 .

Таблица 2.5 Коэффициенты фильтрационных сопротивлений и начальная продуктивность

ПХГ эксплуатируется в жестком режиме работы магистральных газопроводов это предопределяет:

—   работу всей газосборной системы на хранилище в зависимости от режима транспортных газопроводов;

—      частые изменения условий отбора газа , вплоть до превышения оптимальных отборов его из отдельных скважин и в целом из хранилища ;

—    создание на скважинах глубоких воронок депрессии в призабойной зоне пласта и нежелательное, преждевременное подтягивание подошвенных вод в их стволы ;

—    появление в работе скважин серьезных осложнений на раннем этапе отбора газа из них.

Значительное влияние на работу скважин в зимний период оказывает гидратообразование на устье или на узлах ГСП , низкие пластовые температуры ( + 25 ⁰ С ), снижение дебитов газа из скважин из-за необеспеченности выноса воды из них.

Рассматривая динамику работы всего газового хранилища , можно сделать вывод о закономерном увеличении выноса пластовой воды к концу отбора, уменьшении содержания метанола в ней .

Для увеличения продуктивности скважин и сохранения ее на необходимом уровне осуществляются мероприятия по закачке метанола в пласт и на устье скважин, обработка стержнями ПАВ , поддержание режимов работы скважин , не допускающих образования зон с аномально-пониженным пластовым давлением , позволит сократить количество добываемой пластовой воды и улучшить подготовку газа к транспорту .

3.3 Конструкция скважин и наземного оборудования

На Канчуринском газохранилище -142 эксплуатационных скважины . Каждая из которых используется как добывающая в период отбора и как нагнетательная в период закачки . Обвязка на устье позволяет использовать в обоих назначениях .

Настоящей работой предусматривается следующая конструкция :

—  удлиненное направление ( d= 0.426 м ) спускается на глубину 20 метров , цементируется до устья;

—  кондуктор ( d= 0.245 м ) спускается на глубину 400 метров с остановкой башмака в глинистой части кровли кунгурского яруса с целью перекрытия палеоген - неогеновых отложений и для изоляции водоносного горизонта в конгломератах уфимского яруса . Цементируется до устья ;

—  эксплуатационная колонна ( d= 0.168 м ) спускается на глубину 1390 метров ( средняя глубина ) в кровлю сакмаро-артинских отложений с целью перекрытия кунгурского яруса . Цементируется до устья ;

Забой скважины выше ГВК ( отметки «-1450 м» ) на 50-60 метров. Средняя глубина скважины 1640 метров .

В связи с тем, что коллектор сакмаро-артинских отложений представлен плотными известняками , участками пористыми и кавернозными , неподвер- гающимися разрушению , скважины будут эксплуатироваться открытым забоем в интервале 1390- 1640 метров . Эксплуатацию предлагается проводить по 0.114 метровым лифтовым насосно-компрессорным трубам . Спуск НКТ осуществляется в сакмаро-артинские коллектора ( средняя глубина 1390 м ) . С целью обеспечения геофизических работ в открытой части рифового массива , концы труб должны быть оборудованы раструбом . На устьях скважин устанавливается фонтанная арматура типа АФК1 65 х 210 . Для обвязки колон с целью герметизации устья устанавливается колонная головка ООК - 210 на 245 х 168 . Схема устьевого оборудования приведена на рис. 2.3. Положение колонн относительно пластов показано на профиле, проведенном через скважину 294, рис.2 .4.

В качестве устьевого оборудования применяются различные типы фонтанных арматур такие , как АФК1 -65x210 с колонными головками ООК1 - 210 -168- 245 .Наиболее часто встречается фонтанная арматура Венгерского производства .

5/8 " х б 5/8 " х 4 1/2 " Tbg/ 3000 Psi

5/8 " - 245 мм диаметр обсадной колонны на которую наворачивается колонная головка ;

5/8 " - 168 мм диаметр эксплуатационной колонны подвешиваемой на клиньях;

1/2" - 114 мм диаметр насосно- компрессорных труб подвешиваемых на трубной головке ;

Psi соответствует 20.68 МПа

Арматура выполнена из сплавов по классу «АА». Рассчитана на эксплуатацию при температурах -45°С - +40°С.

При закачке газ поступает по линии содержащей обратный клапан предотвращающий потери из хранилища в случае разрыва или потери герметичности шлейфов.

При отборе поток газа переключается на линию, содержащую клапан- отсекатель, который также срабатывает при аварийном состоянии шлейфов, предотвращая утечку газа в атмосферу.

4. Анализ и совершенствование системы сбора и подготовки газа на КСПХГ

.1 Существующие схемы сбора и подготовки газа на ПХГ

Под технологической схемой обустройства хранилища понимается совокупность определенным образом размещенных и соединенных между собой технических средств , необходимых для осуществления запланированной технологии создания и эксплуатации ПХГ . В этом комплексе основой служат газовые коммуникации и аппараты .

Рациональная схема обустройства подземного хранилища газа должна обеспечивать осуществление технологических процессов при наименьших приведенных затратахпо хранилищу в целом в конкретных геолого-климатических и хозяйственных условиях.

На рис. 3.1 изображена простейшая принципиальная технологическая схема обустройства хранилища природного газа в водоносном пласте .

Пунктирными линиями ограниченна технологически обособленные участки этой схемы . Газ из магистрального газопровода А по соединительному газопроводу В подается на территорию компрессорной станции С , которая располагается , как правило , непосредственно на территории хранилища .

Пройдя пылеуловители 1 , газ компремируется в компрессорах 2 , очищается от масла в маслоотделителях первой ступени 3 , а затем охлаждается в аппарате 4 . Холодный газ подвергается дополнительной очистке от капельного масла в сепараторах 5 и от масляных паров в угольных адсорберах 6 , фильтры которых 7 служат для задержания частиц активированного угля уносимых потоком газа . Чистый газ по коллектору направляется на газораспределительный пунктЕ .

От коллектора отходят индивидуальные линии к эксплуатационным скважинам хранилища. На рис .3.1 изображена одна такая линия . Газ по линии 8 через расходомер 9 и обратный клапан 10 , минуя сепараторы 11 и 13 , по шлейфу 14 попадает в скважину 15 .

При отборе из хранилища газ проходит сепаратор первой ступени 13 , штуцер 12 и сепаратор второй ступени 11 , расходомер 9 , обратный клапан 10 и поступает либо в установку осушки D, либо прямо в газопровод В .

В схеме обустройства хранилища обычно различают сторону высокого давления и сторону низкого давления .

Сторона высокого давления включает все трубопроводы и аппараты , находящиеся на нагнетательной линии , считая от выкида компрессоров последней ступени сжатия до пласта давление в этой части системы контролируется предохранительным клапаном , установленным на выходе компрессора последней ступени сжатия .

Сторона низкого давления начинается за штуцером, считая от скважины, и включает установку осушки, соединительный и магистральный газопроводы.

Давление в этой части системы определяется гидравлическим сопротивлением системы со стороны низкого давления и контролируется предохранительным клапаном , установленным на сепараторе или непосредственно за сепаратором второй ступени .

Для борьбы с гидратами используется метанол или ДЭГ .

Характерная особенность работы КС на подземном хранилище состоит в существенной переменности расхода компримируемого ею газа , его давления и степени сжатия . Особенно велики эти изменения , если КС работает и при нагнетании и при закачке газа . Компрессоры обвязываются так , чтобы можно было осуществлять в случае необходимости двух-, а иногда и трехступенчатое сжатие газа .

На газораспределительном пункте ( ГРП ) выполняются следующие технологические операции , связанные с работой отдельных скважин и обусловленные различием их характеристик :

—  распределение газа по скважинам при его закачке и отборе ;

-- регулирование расхода и давления газа ;

—  очистка газа от твердых и жидких примесей ;

—  измерение расхода , температуры и давления газа , а также количества отделяемых от газа твердых и жидких компонентов ;

—  исследование скважин.

В соответствии с современной тенденцией полной автоматизации технологических процессов на подземных хранилищах целесообразно применять лучевую систему газораспределения и сбора газа , при которой вся продукция скважин по самостоятельным линиям подается на ГРП без предварительного отделения жидких и твердых компонентов на скважинах .

Работы на ГРП хранилищ в водоносных пластах осложнены тем , что при создании хранилища приходится предусматривать средства повышения коэффициентов охвата и вытеснения , регулировки и контроля за процессами нагнетания и отбора газа . Все это предполагает контроль за работой и регулировкой расхода газа всех эксплуатационных скважин.

Количество воды и твердых взвесей, присутствующих в продукции скважин, до сих пор не поддаются приемлемому по точности расчету как в силу сложности процесса , так и в силу изменчивости условий во времени . В связи с этим при обустройстве ГРП и проектировании режима его работы следует исходить из опыта и аналогий .

С точки зрения количества пластовой воды, поступающей с газом, хранилища, исходя из практики , можно условно разделить на четыре группы .

Первая характеризуется практическим отсутствием в добываемом газе пластовой воды при обычных режимах эксплуатации хранилища.

В сепаратоpaxэтих хранилищ на 1000 мЗ газа выделяется 1...5 литров конденсационной воды .

Ко второй группе можно отнести хранилища с малым притоком пластовой воды - порядка 5-10 литров на 1000 мЗ газа .

Третья группа характеризуется большим притоком воды 10 ... 20 литров на 1000 мЗ .

Наконец, к четвертой группе относятся особые хранилища , например , создаваемые в малоамплитудных поднятиях водоносных пластов . На этих объектах возможен приток воды более 20 литров на 1000 мЗ газа .

ГРП хранилищ третьей и четвертой групп целесообразно оборудовать сепараторами двух ступеней . Первая служит для отделения основного количества капельной воды , вторая - для тонкой очистки .

Число ГРП на хранилище зависит главным образом от условий местности, числа эксплуатационных скважин и их размещения . Если скважин относительно немного 10...20 и они размещены на площади менее 10 км2 , то можно предусматривать сооружение одного ГРП . Если скважин больше и они сгруппированы на значительном расстоянии друг от друга , то удобнее делать два - три ГРП . Задача о рациональном числе ГРП решается на основе экономического расчета и учета реальных условий . Диаметры шлейфов и коллекторов выбираются , исходя из условий реальной скорости потока газа в них 8-10 м/с при расчетном расходе газа . Такая скорость обеспечивает движение по трубам жидкой и твердой фаз . Описанная схема обустройства хранилища проста , удобна , но имеет следующие недостатки :

—   пылеуловители и масляные сепараторы работают только при закачке

газа;

—  компрессорная станция не используется при отборе газа ;

—  не предусмотрено двухступенчатое сжатие газа .

Разработаны типовые схемы обустройства хранилищ газа, свободны от описанных недостатков .

На рис. 3.2 изображена одна из схем позволяющая использовать одни и те же сепараторы при закачке и отборе газа , применять эжектор , подключать или не подключать КС при отборе газа .

Подготовка газа к транспорту осуществляется с помощью НТС . Если НТС не позволяет достичь требуемых кондиций газа , то перед ВХ - 2 и Т-101 впрыскивается ДЭГ высокой концентрации .

4.2 Существующая схема подготовки газа на Канчуринском ПХГ

.2.1 Схема подготовки газа к транспорту

Газ со скважин под устьевым давлением с температурой 6-11° С по шлейфам 168x9 мм поступает на семь газораспределительных пунктов, где предусмотрено поступление газа в общий коллектор , регулирование подачи газа и периодический замер дебита газа при отборе . Подключение газа к замерному сепаратору на ГРП осуществляется перед установкой штуцера , уравнивающего давление газа со всех скважин перед подключением их к рабочему коллектору . Такое подключение повышает давление в замерном сепараторе , создает перепад между конденсато-сборником и рабочим коллектором , что обеспечивает передвижение жидкости из конденсатосборника в коллектор .На ГРП также производится распределение газа по скважинам (с замером количества газа при закачке) .Первичная сепарация газа на ГРП не предусмотрена .

Объединенный в общий коллектор газ с ГРП с температурой 5-7°С транспортируется по коллекторам с Ду 426 мм на площадку КС . Здесь газ проходит установку замера газа , поступающего с каждого ГРП и собирается в два коллектора . Далее газ направляется на площадку очистки газа . Здесь он проходит сепараторы (4 сепаратора ГЖ-6.4-1600 и 10 вертикальных сепараторов типа ГЖ-16.0-1 ООО ) , где отделяются от газа мехпримеси и капельная жидкость (метанольная вода и газовый конденсат ). С установки очистки газ направляется двумя потоками на площадку установки осушки , где он проходит вторично сепарацию в шести абсорберах (Ду 2400 , Ру 6.4 ) с общей пропускной способностью 18 млн. мЗ/сут при давлении 5.4 МПа .

Схема площадки очистки и осушки газа приведена на рис. 3.3.

Газ из абсорберов одним потоком снова направляется на площадку очистки на последнюю ступень сепарации в 4 сепаратора С-2 ; -два сепаратора Ду 2400 Ру 6.0 и два сепаратора ГС-Ш -6.4-2400 и далее на площадку замера газа . Перед узлом замера газ сепарируется в 2-х фильтрах-сепараторах (Ду 1600 , Ру 6.4 МПа ), установленных в дополнение к проекту эксплуатационниками . После них газ замеряется и направляется в магистральный газопровод . Капельная жидкость , отбиваемая в каждой группе сепарационного оборудования , собирается в соответствующие конденсатосборники (Е-8,Е-9,Е-10,Е-1,Е-11), откуда по мере наполнения сбрасывается в емкость Е-2 , где жидкость дегазируется и направляется в разделительную емкость Е-3 .

Из разделителя конденсат насосом перекачивается в две емкости (V = 400 мЗ) , откуда насосом отгружается потребителю .

Метанол с водой из Е-3 насосом перекачивается в емкости ( 2x50 мЗ и 2x25 мЗ ), из них насосом направляется для закачки в пласт . С "1 ]

4.2.2 Схема подготовки газа к закачке

Для закачки используется газ Уренгойского месторождения . Из магистрального газопровода Ду 700 газ с давлением 4-5 МПа и температурой 11-12°С в количестве до 18.4 млн. мЗ/сут. Поступает на установку пылеуловителей , состоящую из 4 циклонных пылеуловителей Ду-1600 Ру 5.0 .

После пылеуловителей газ направляется через фильтры сепараторы и замерный узел в компрессорные цеха 1 ступени сжатия (ДР-12),где дожимается до давления 5.0-5.5 МПа . Газ при этом нагревается до температуры 60-65°С и направляется на аппараты воздушного охлаждения АВО-64. После АВО-64 газ с температурой 30°С направляется на 2 ступень сжатия , где дожимается до давления 9.0-12.0 МПа , нагреваясь при этом до температуры около 90°С .

Газ охлаждается до 30°С в АВО-125 и направляется на площадку очистки газа , где очищается от капельного масла в 10 сепараторах С-1 (ГЖ- 16.0-1000) и в 4 сепараторах ЦРС -П-16.0-16 ГС . Из С-1 капельное масло и сбрасывается в емкость Е-1 , оттуда подается на регенерацию в компрессорный цех . После этого газ направляется на окончательную доочистку от масла в фильтры Ф-1 и поступает в пункт замера и распределения газа по газораспределительным пунктам .

На ГРП газ распределяется по скважинам , замеряется количество газа , подаваемого в каждую скважину .

4.2.3 Аппараты используемые для распределения и подготовки газа на Канчуринском ПХГ

На промплощадке КС находятся следующие технологические установки и сооружения :

—  установка замера и распределения газа по ГРП ;

—  установка очистки газа , состоящая из 10 сепараторов С-1 типа ГЖ- 16.0-1000 , четырех сепараторов С-1 ЦРС-П-16.0-16 ГС более подробно показанных на рис. 3.4 и четырех сепараторов С-5 ГЖ-6.4-1600 , десяти фильтров с насадками из кирпичной крошки Ду 1000 Ру 16.0 (насадки из фильтров удалены и газ проходит через пустотелые аппараты ) и четырех сепараторов С-2 (2 сепаратора вертикальных, с жалюзийной насадкой Ду 2400 Ру 6.0 и 2 сепаратора ГС-Ш-6.4-2600 ;

—  установка осушки газа , состоящая из шести абсорберов , выполняющих роль сепараторов ;

—    площадка замера газа с вновь установленными фильтрами- сепараторами (2 сепаратора Ду 1600 Ру 6.4 );

—  установка пылеуловителей (4 циклонных пылеуловителя Ду 1600 Ру 6.4 МПа);

—  установка регенерации ДЭГа (не в рабочем состоянии) и четыре компрессорных цеха с аппаратами воздушного охлаждения АВО-64 и 125 . Установка первичной сепарации , предусмотренная проектом, не построена .

Для улучшения сепарационной работы сепараторов на площадке очистки и осушки проведены следующие реконструкции :

—   сепараторы ГЖ-6.4-1600 и вертикальные сепараторы ГЖ-6.4-1000 , оснащены фторопластовыми фильтрами .Эти сепараторы являются сепараторами 1 ступени , где отбивается основная часть капельной жидкости .

—  На коллекторных линиях , объединяющих сброс жидкости с каждой группы сепарационного оборудования установлены емкости для сбора жидкости (Е-1,Е-8,Е-9,Е-10,Е-11).

—      Линия сброса жидкости в сепараторах постоянно открыта . Жидкость из указанных емкостей сбрасывается в выветриватель Е-2 по мере наполнения их вручную .

—      Схема движения метанола, воды и конденсата рассмотрена на рис. 3.5.

—      Для повышения надежности работы системы сбора в период отбора газа институтом ВНИПИгаздобыча предложен оригинальный способ предотвращения гидратообразования . Суть этого способа состоит в том, что ингибирование газа производится в сезон закачки , для чего метанол подается в поток закачиваемого газа после его компримирования на КС . Температура газа после ком- примирования от 50 до 110 С ; вследствие высокой температуры газа жидкий метанол , вводимый в поток газа ,переходит в газообразное состояние и вместе с газом через скважины поступает в пласт , равномерно заполняя весь объем газохранилища .

Проверка предлагаемого способа начиналась еще в 1985 году , метанол подавался в поток газа , закачиваемого в пласт через скважины ГРП -2 в количестве 463 г/1000 мЗ газа .

В сезон отбора газа скважины ГРП - 2 работали стабильно , гидратообразования в стволе и на устье скважин практически не наблюдалось.

Впрыск метанола осуществляется передавливанием его газом высокого давления из четырех шаровых емкостей Ру 16.0 в коллекторы на пункте замера и распределения по ГРП . С целью предотвращения гидратообразования на регулирующих задвижках в период отборов осуществляется дополнительное ингибирование подачей метанола на ГРП . Метанольная вода до настоящего времени закачивается в пласт .

4.3 Схема работы установки регенерации метанола

Газ с давлением не выше 5.0 МПа и температурой 6°С с ГРП 1-7 поступает на площадку очистки газа в сепараторы 1 ступени ГЖ-6.4-1600 -16ГС и ГЖ-16-1000 , после направляется в абсорберы площадки осушки газа .

Окончательное улавливание жидкости производится во 2 ступени сепарации ( сепараторы ГС-Ш-6.4-2600-16ГС ) . Метанол ,вода , конденсат газа из сепараторов первой , второй , третьей ступеней собирается в конденсатосборник для дегазации , откуда поступает в разделительную емкость для разделения конденсата от водометанольного раствора. Водометанольная смесь поступает на установку регенерации метанола. Предусматривается также подвод тепла для подогревания разделительной емкости , абсорберов , сепараторов , жидкостных линий при температуре наружного воздуха ниже -25°С .

Для регенерации метанола используется оборудование установки регенерации ДЭГа .

Схема установки регенерации метанола приведена на рис. 3.8.

Водометанольный раствор из разделительной емкости Е-2 поступает в трап-выветриватель С-4 . Давление в трапе 0.3 МПа поддерживается регулирующим клапаном на выходе газа из трапа . Газ идет на свечу , а обводненный метанол поступает в теплообменники Т-1 , где нагревается до температуры 65°С, потоком горячей воды из колонны Д-1 .

Нагретый насыщенный метанол поступает в ректификационную колонну Д-1 на регенерацию . Колонна работает при давлении 0.14 МПа, температура низа колонны 105°С , верха 65°С . Необходимое тепло для регенерации сообщается раствору с помощью рибойлеров Т-2 , которые обогреваются паром из котельной с давлением 1.2 МПа и температурой равной 187°С .

Горячая вода с температурой 105°С из Д-1 , пройдя теплообменники Т-1, охлаждается до температуры 26°С и идет в емкость для воды Е-5 . Из емкости Е-5₍ в зависимости от процентного содержания метанола в воде, охлажденная вода сбрасывается в канализацию. В случае появления большой концентрации метанола в воде последняя насосами Н-2 подается на повторную регенерацию в колонну Д-1 .

Пары метанола с верха колонны проходят через аппараты воздушного охлаждения В-Х1 и В-Х , где охлаждаются до температуры 35°С , конденсируются и сливаются в емкость для метанола Е-6 . Из емкости Е-6 метанол подается насосами Н-4 на орошение колонны и в резервуарный парк в отношении 1.7 :1 от весового количества метанола. Регенерированный метанол, поступая в существующий резервуарный парк , проходит через существующую установку одоризации . Существующими насосами ПТ-1-4/100 и Т-ЗМ-З/100 регенерированный метанол из резервуаров подается на площадку распределения газа для подачи на скважины .

Процесс регенерации метанола значительно осложняется вследствие появления большого количества сильно-минерализованной пластовой воды и выпадения различных солей на тарелках и стенках ректификационной колонны.

В период закачки газа , когда установка регенерации метанола бездействует необходимо производить кислотную обработку установки .

4.4 Технологический расчет установки регенерации метанола

.4.1 Расчет необходимого количества метанола

Для установки регенерации метанола используется существующее оборудование установки регенерации диэтиленгликоля. Произведен технологический расчет указанного оборудования на наихудшие условия - наибольшее содержание влаги в газе, которое наблюдается при отборе в феврале месяце . Исходные данные :

Количество отбираемого газа в феврале месяце : Q= 876875 мЗ/час Содержание влаги в исходном газе при Р пл = 7.4 МПа и t=23°С : W_t= 0.42 г/мЗ

Содержание влаги при давлении на ГРП =3.7МПа, t=2°С : W₂= 0.19 г/мЗ Концентрация свежего метанола Ci= 99 %

Концентрация отработанного раствора принимается не ниже С₂ = 30 % Определяем температуру гидратообразования газа . По графикам [ 2 ] tг =12°С при Р = 5.5 МПа

Рассчитываем снижение температуры гидратообразования

Количество метанола , необходимого для насыщения жидкой свободной воды газовой фазы по точкам впрыска по технологической цепочке определяется по формуле :

Разница (W_rW₂) - определяет только конденсационную воду . По геологическим данным с газом из пласта выносится при отборе большое количество пластовой воды , которое необходимо учитывать при насыщении жидкой фазы метанолом .

Количество пластовой воды в феврале месяце составляет 1579,2 кг/час .

где gж - количество метанола на насыщение жидкой фазы ; W1- количество влаги в исходном газе ; W₂- количество влаги после конденсации ;

Тогда общее количество метанола необходимое для впрыска в скважины :

= 774.3 + 500 = 1274, 3 кг/ч

Количество метанола уносимое с газом в сепараторы третьей ступени , составляет 500 кг/ч .

Количество метанола , необходимое для третьей ступени определяется по вышеприведенной формуле и составляет 355.4 кг/ч , в том числе на жидкую фазу gм.ж.з. = 57.3 кг/ч и газовую фазу gм.г.з = 298.1 кг/ч . Как показывают расчеты метанола , уносимого с газом , достаточно для предотвращения образования гидратов ( 500 кг/ч >355.4 кг/ч), но на аварийный случай в проекте предусматривается впрыск метанола перед аппаратами воздушного охлаждения на количество 3 5 5.4 кг/ч

4.4.2 Расход метанола

Расчетное количество потребного метанола составляет g= 1274,3 кг/ч . Во избежание образования гидратов , из-за неравномерности подачи метанола по рекомендациям ВНИИгаза следует увеличить на 20 % . Следовательно , количество метанола, необходимое для впрыска в скважины , составляет 1529,3 кг/ч.

Потери метанола :

Унос с газом после третьей ступени сепарации :

.r = (g м.г. -gм.ж.з.) X 1.2

gу.г = (500-57,3) X 1.2 = 531,2 кг/ч

Потери метанола с конденсатом , исходя из растворимости в конденсате См/к = 0,5 г/кг

gу.к. = См х gк

гдеgK - 1145,6 кг/ч - количество конденсата газа

у.к = 0,5 х 1145,6 = 572,8 г/ч « 0,6 кг/ч

Потери от утечки, которые происходят при наличии всевозможных неплотностей в насосах, арматуре по практическим данным составляет 3 г/ 1000 мЗ газа

пот = 531,2 + 0,6 + 2,63 + 10,7 = 545 кг/ч

или 0,62 кг/1000 мЗ газа , тогда за период отбора потери метанола составят 1893 тонны.

5. Экономическое обоснование мероприятий

.1 Характеристика производственной деятельности предприятия

Надежность газоснабжения и выравнивание неравномерности газопотребления наиболее эффективно обеспечивается созданием сети подземных хранилищ газа .

Канчуринская станция подземного хранения газа производительностью 3.050 млрд.мЗ полностью обеспечит до 2010 года потребности региона в подземном хранении газа .

В связи с увеличением потребления газа в зимнее время за счет увеличения отопительной нагрузки и невозможностью резко увеличить добычу газа на месторождениях , а также пропускную способность газопроводов , создают подземные хранилища газа , каким является Канчуринское ПХГ .

В летнее время в него ведется закачка купленного газа , в зимнее же время газ подается на ТЭЦ , по более высокой цене , что позволяет покрыть расходы на хранение и получить прибыль.

На станции осуществляются мероприятия по подготовке газа к закачке. Очистка от механических примесей производится в цехе подготовки газа . Четыре компрессорных цеха осуществляют двухступенчатое сжатие газа . Газопромысловая служба ведет контроль за состоянием и эксплуатацией скважин и всего хранилища в целом . Организационная структура предприятия показана на на рис. 4.1.

Рис. 4.1 Структура управления Канчуринской СПХГ Д.П. "Баштрансгаз" РАО "ГАЗПРОМ"

5.2 Мероприятия, направленные на ускорение научно технического прогресса

В данном проекте рассмотрены два мероприятия : абсорбционная осушка и регенерация метанола . В период отбора газа , в феврале , марте месяце газ не соответствует требованиям ОСТ-51.40-83 , то есть фактически газ не товарный и 1025 ,5 млн.мЗ газа отбираемых за этот период не будут проданы .

Абсорбционная осушка газа позволяет привести газ к товарному виду и получить экономичекий эффект в виде увеличения объема добычи газа на 1025,5 млн.мЗ . Для абсорбционной осушки газа предполагается использовать новое оборудование. Строительство установки регенерации метанола , является мероприятием направленным не только на экономию материальных средств , но и на защиту окружающей среды . В год безвозвратно теряется 3400 тонн метанола , которые закачиваются в пласт в виде водометанольной смеси . Установка регенерации позволяет восстановить для повторных использований до 2000 тонн метанола, что в свою очередь повлияет на величину себестоимости хранения газа . В качестве установки регенерации метанола предполагается использовать существующую установку регенерации ДЭГа , существующие теплообменники , существующие насосы насосной метанола , а также аппараты воздушного охлаждения . Затраты на реконструкцию не столь значительны по сравнению со строительством новой установки регенерации .

5.3 Технико-экономическое обоснование использования установки регенерации метанола

При расчете экономической эффективности мероприятия воспользуемся той же формулой , что и в предыдущем пункте , формула 4.1. В отличие от абсорбционной осушки , здесь не изменяется объем производимой продукции , поэтому стоимостная оценка результата - Pt выражается суммой , на которую уменьшаются затраты на производство продукции .

= Ci- С₀

Затраты на проведение научно-исследовательских работ составят :

нтр = 108200 тыс.р

Затраты на строительство установки регенерации :

мер = 46484 тыс.р

Затраты на эксплуатацию и содержание оборудования :

э = 220486 тыс.р

Стоимостная оценка результата мероприятия определяется , как произведение количества регенерированного за год метанола на стоимость его покупки:

= 2000 тонн х 1374.2 тыс.р/тонну = 2748.4 млн.р

Заключение

В проекте проведен критический анализ схемы подготовки газа к транспорту , в период отбора на Канчуринском подземном хранилище газа , выявлены недостатки, даны рекомендации по совершенствованию существующей схемы .

В результате расчетов абсорбционной осушки газа , определены основные параметры работы колонн , их высоты , диаметры , число рабочих тарелок .

При введении в работу установки абсорбционной осушки газа , газ приводится к требуемой точке росы по влаге , что являлось целью мероприятия.

Рассчитаны основные параметры работы установки регенерации метанола, проверена расчетами целесообразность использования существующего оборудования регенерации диэтиленгликоля в качестве установки по регенерации метанола, сделан вывод о пригодности ее использования .

Введение установки регенерации позволяет уменьшить закупку метанола на две тысячи тонн в год .

В результате внедренного мероприятия значительно уменьшается урон наносимый окружающей среде, выражающийся в снижение концентрации метанола в водометанольной смеси закачиваемой в пласт.

На основании проведенных экономических расчетов можно сделать вывод об эффективности мероприятия, которая проявляется в увеличении объема добычи газа и снижении себестоимости хранения газа.

В разделе охрана труда приведены основные нормы, и мероприятия касающиеся вредного влияния вводимых установок на здоровье работников станции. Произведен расчет прожекторного освещения на площадке приема метанола .

Список использованных источников

.МП «Техногазпром» . Разработка технических решений по реконструкции действующих технологических установок подготовки газа на Канчурин- ской СПХГ / Н.Ф.Пантюхин, Н.С. Ульянченко , С.К. Арцион и др. - Саратов , 1992 г.

.Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции : Учебное пособие . - Уфа : Изд-во УГНТУ, 1995 . - 144 с.

.Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты . - М. : Химия, 1978 . -277 с.

.Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов . - М. : Химия , 1983 . - 223 с.

.Коуль A.JI., Ризенфельд Ф.С. Очистка газа . М. : Недра, 1968 .- 392 с.

.Бекиров Т.М. Промысловая и заводсткая обработка природных и нефтяных газов . М. : Недра , 1980 .- 293 с.

.Жданова Н.В. , Халиф А.Л. Осушка природных и попутных газов . М.: Недра , 1975 .- 158 с.

.Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промысле . М. : Недра, 1971 .-255 с.

.Багатуров С.А. Основы теории перегонки и ректификации . М.: Химия , 1974 .-439 с.

.Павлов К.Ф. , Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии . 9-е изд. Л.: Химия ,1981. - 565 с.

.Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов .-М .: Недра, 1986 .- 261 с.

.Организация , планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями : Учебник для вузов /Е.С.Сыромятников , Н.Н. Победоносцева , В.Д. Зубарева и др. - М.: Недра , 1987 .- 279 с.

.Предприятие «Баштрансгаз» . Центральная производственно техническая лаборатория . Проект нормативов предельно-допустимых выбросов .- Уфа. 1994 .

.Алексеева Н.А. Методические указания к дипломному проектированию по разделу охрана труда : Учебное пособие .- Уфа : Изд-во УГНТУ, 1995.- 22 с.

.Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений .- М.: Недра , 1982 .- 356 с.