Технология подготовки газа ачимовских отложений на примере ГП № 22 ООО «Газпром добыча Уренгой»

 

 

 

* - период с 1 октября по  30 апреля;   

** - период с 1 мая по 30 сентября (ОСТ 51.40-93)

*** - согласно п.4.7 СТО Газпром  2-2.3-143-2007 залив химических чернил, одоризация, производится на месте  использования.

**** - Показатели 6,7 для группы 2 определяются только для КГН,  содержащего более 0,01 % масс. сернистых  соединений (в пересчете на общую  серу)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОПИСАНИЕ  ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И  ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО  ОБЪЕКТА

3.1. Описание технологического  процесса

 

Сырой газ со скважин с  устьевым давлением 22,0÷35,0 МПа и температурой 40-55⁰С через фонтанную арматуру по выкидному трубопроводу поступает на узел замерно-регулирующей арматуры. Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления до необходимого рабочего давления шлейфа 10,0 - 14,2МПа. Сырой газ по шлейфам сбора природного газа поступает на установку комплексной подготовки газа.

Подготовка сырого газа, поступающего от кустов скважин, предусматривается  на одном УКПГ. Технологическое оборудование по подготовке газа и газового конденсата размещается в цехе подготовки газа и конденсата. В цехе размещены  три технологические линии (одна из которых является резервной). Единичная  производительность каждой линии составляет 5 млн.м3/сутки. В цехе предусмотрена  установка технологического оборудования разработки ДОАО ”ЦКБН” (г. Подольск).

Продукция от кустов скважин  поступает на УКПГ на вход цеха запорно-переключающей  арматуры по газосборным коллекторам (шлейфам). В состав ЗПА входят 14 регулирующих линий для приема газа от каждого  куста скважин, из них пять линий  на период ОПЭ и девять линий на перспективное подключение.

После ЗПА газ поступает  в цех подготовки газа и конденсата в сепараторы входные технологических  линий С1 (далее приведено описание для одной технологической линии). В С1.1 производится улавливание возможных  жидкостных пробок, очистка газа от мехпримесей и жидкости, представляющей собой «тяжелую» фракцию газового конденсата (далее – конденсат), содержащего основную часть парафинистых соединений, а также метанольную  воду. После С1.1 газ поступает  в блок десорбера метанола К1.1, предназначенный  для отдувки газом насыщенного  метанола высокой концентрации, который  принудительно подается в К1.1 насосом  метанола. Подача метанола от насосной предусмотрена через блок дозирования  ингибитора «ИНГ 4», расположенный в  помещении технологической линии  №3. В связи с высокой температурой входного потока газа в технологическую  линию, после К1.1 предусматривается  предварительное охлаждение газа аппаратом  воздушного охлаждения газа ВХ3.1. После  ВХ3.1 частично охлажденный газ поступает в теплообменник “газ-жидкость” Т3.1, затем в теплообменник первой ступени “газ-газ” Т1.1, где дополнительно охлаждается встречным потоком осушенного газа. Охлажденный в Т1.1 газ направляется в блок сепаратора промежуточного С2.1, где производится выделение жидкости, представляющей собой «облегченные» фракции газового конденсата и метанольную воду. После С2.1 газ поступает в теплообменник второй ступени Т2.1, где охлаждается встречным потоком осушенного газа.

Охлажденный газ после  теплообменника Т2.1 направляется в  блок эжекторов Э.1, где давление газа снижается до необходимого давления транспорта газа. За счет эжектирования  на блоке эжекторов Э.1 низконапорного газа выветривания, поступающего от выветривателя  В1.1 и буферных емкостей БЕ1.1…БЕ1.6 (далее  БЕ1), высоконапорным газом от Т2.1. После  Э.1 газ поступает в блок низкотемпературного  сепаратора С3.1, где из газа производится выделение жидкости, представляющей собой «легкие» фракции газового конденсата и насыщенного метанола.

Низкая температура газа в С3.1 (до минус 30ºС) обеспечивает точку  росы газа по воде и углеводородам  в соответствии с ОСТ 51.40-93. После  С3.1 поток осушенного газа замеряется на замерном устройстве ЗУ1.3 и направляется последовательно в теплообменники Т2.1, Т1.1, где охлаждает встречный  поток сырого газа. После теплообменника Т1.1 поток осушенного газа направляется на замер в коммерческий пункт  измерения расхода газа и далее  в газопровод внешнего транспорта. Регулирование производительности технологической линии производится регулятором расхода РР1.1, установленным  на выходе осушенного газа из С3. Для  предупреждения гидратообразования предусматривается  подача метанола в поток сырого газа перед ВХ3.1, Т1.1, Т2.1, Т3.1, а также  перед блоком эжекторов Э1.1. Подача метанола в указанные аппараты производится от панели распределения блоков подачи и распределения метанола соответственно БВМ1.1… БВМ1.5, установленных в  помещении цеха.

Поток жидкости от С1.1, К1.1, С2.1 по уровню через регуляторы уровней  РУ1.1, РУ1.2, РУ1.3, РУ1.3.1, РУ1.5 сбрасывается в блок разделителя жидкости Р1.1 для разделения на конденсат и  метанольную воду. При большом  количестве жидкость из С2.1 может подаваться на вход сепаратора С3.1. В Р1.1 производится разделение жидкости на газовый конденсат  и метанольную воду (содержание метанола от 6 до 7 % массовых). Метанольная вода от Р1.1 по уровню через регулятор  уровня РУ1.7 и регулятор давления РД1.12 сбрасывается на сантехнические сооружения УКПГ для утилизации. Конденсат  от Р1.1 по уровню через регулятор  уровня РУ1.8 сбрасывается в блок выветривателя  В1.1. Давление газа в Р1.1 поддерживается регулятором РД1.9. Газ дегазации, выделившийся в Р1.1, замеряется и подается на вход низкотемпературного сепаратора С3.1

В разделителе низкотемпературного  сепаратора Р2.1 производится разделение выделившейся жидкости на облегченный  от тяжелых углеводородов («легкий») газовый конденсат и насыщенный раствор метанола (содержание метанола до 60 %). Насыщенный раствор метанола по уровню в аппарате через регулятор  давления РД1.6 сбрасывается на узел приема и подачи метанола в накопительно-расходные  емкости, предусмотренные в составе  узла приема и подачи метанола для  последующей подачи его насосом  на отдувку в блок десорбера метанола К1.1. «Легкий» газовый конденсат  от Р2.1 по уровню через регулятор  уровня РУ1.5 направляется в теплообменник  Т3.1 для охлаждения сырого газа, откуда после нагрева до температуры  выше начала кристаллизации парафинов (при необходимости) и далее сбрасывается в выветриватель В1.1. Давление газа в В1.1 поддерживается регулятором  давления РД1.7, установленным в газовой  обвязке В1.1. Выделившийся газ выветривания от В1.1 после регулятора РД1.7 подается в блок эжекторов Э1.1 через замерное устройство ЗУ1.1. Излишки газа при  запирании эжектора из В1.1 сбрасываются на факел высокого давления Ф1 через  кран Кр1.19. Газовый конденсат от В1.1 по уровню через регулятор уровня РУ1.6 направляется в буферные емкости  БЕ1.

Газовый конденсат из блоков выветривателей В1.1, В2.1, В3.1 технологических  линий №1, №2 и №3 поступает в  буферные емкости БЕ1. Давление газа в БЕ1 поддерживается регулятором  давления газа РД8.1.1 (РД8.1.3, РД8.1.5), установленным  в здании регулирующей арматуры (ЗРА). Газ после РД8.1.1 (РД8.1.3, РД8.1.5) отправляется на вход пассивного газа блока эжекторов  Э.1 На линии газа от БЕ1 предусмотрено  замерное устройство ЗУ8.1.1 (ЗУ8.1.2, ЗУ8.1.3). При запирании эжектора и росте  давления в БЕ1 предусматривается  сброс излишек газа на факел через  РД8.1.2 (РД8.1.4, РД8.1.6), открывающийся автоматически. При необходимости поддержание  температуры газового конденсата обеспечивается подогревом теплоносителем через трубчатый  подогреватель смонтированного  в БЕ1.

От буферных емкостей газовый  конденсат поступает на прием  насосов Н1.1…Н1.7 станции насосной внешней перекачки газового конденсата (далее – насосная). Поддержание  и регулирование уровня газового конденсата в буферных емкостях БЕ1 производится регулятором уровня РУ8.1.1, установленным на линии нагнетания насосов Н1.1…Н1.7. Для регулирования  производительности насосной на выходном коллекторе устанавливается регулятор  расхода жидкости РР8.1.1, предусматривающий  перепуск части газового конденсата с выходного коллектора обратно  в буферные емкости при режиме добычи конденсата менее производительности одного насоса. Регулирование заданного расхода газового конденсата производится по сигналам датчика расходомера, установленного на выходном коллекторе. После ЗРА газовый конденсат направляется на замер в узел учета газового конденсата, затем – на площадку подогревателей газового конденсата для нагрева.

В насосной предусматривается  установка семи герметичных центробежных насосов Н1.1…Н1.7. Обвязка насосов  позволяет использовать их для первичного заполнения конденсатопровода. Для  вывода на рабочий режим насосов  при их запуске предусмотрен трубопровод  циркуляции конденсата с линий нагнетания насосов в БЕ1.

Подогрев газового конденсата перед отправкой в конденсатопровод производится в подогревателях ПБТ-1,6М.00.00.000, позволяющих подогревать продукт  до температуры, способствующей исключению отложения парафинов на стенках  конденсатопровода в процессе транспорта. По конденсатопроводу конденсат  поступает на ЗПКТ.

Для защиты технологического оборудования цеха от превышения давления предусматривается установка предохранительных  клапанов. Предохранительные  клапаны  устанавливаются: на регулирующих линиях газа в ЗПА, на низкотемпературном сепараторе, на блоке эжекторов для защиты от превышения давления пассивного газа, на разделителе жидкости, на выветривателе.

Для аварийного вытеснения газового конденсата из конденсатопровода  внешнего транспорта предусмотрена  подача осушенного газа от УКПГ с давлением  до 7,5 МПа.

Перед плановым заполнением  конденсатопровода предусматривается  продувка конденсатопровода газом  от УКПГ с давлением 0,5 МПа для  вытеснения воздуха из конденсатопровода. Подача газа с давлением 0,5 МПа предусматривается  от установки подготовки газа на собственные  нужды.

Перед выводом в ремонт или при аварийных ситуациях  предусматривается остановка и  освобождение технологического оборудования и трубопроводов обвязки от давления сбросом газа на факел, от жидкости – сбросом жидкости в дренажные  емкости. Для возврата в технологический  процесс жидкости, сброшенной в дренажные  емкости, предусматривается ее откачка  из дренажных емкостей погружными насосами в накопительную емкость газового конденсата Е11, расположенную в узле сбора  конденсата. Из Е11 насосами Н9, расположенными в блок-боксе насосной, жидкость подается в блок разделителя Р1.1 для последующего разделения.

Для продувки технологического оборудования и трубопроводов перед  ремонтными работами предусмотрена  подача азота.

Предусматривается также  первичное заполнение конденсатопровода  обратным потоком газового конденсата от Уренгойской ЗПКТ, не имеющего в  своем составе парафиновых фракций.

3.2. Описание технологической  схемы ГКП-22

3.2.1. Кусты скважин

Освоение ачимовских отложений  в пределах второго опытного участка  предусматривается проводить наклонно-направленными  скважинами с пологим вскрытием  продуктивных горизонтов Ач4 и Ач5. В  пределах участка на период ОПЭ предусматривается  бурение и ввод двадцати скважин, сгруппированных в пяти кустах.

Размещение скважин на Газоконденсатном промысле №22 производится кустовым методом. На каждом кусте от 3 до 5 скважин. Скважины в кусте располагаются  вдоль продольной оси на расстоянии 70 м друг от друга.

Сырой газ от фонтанной  арматуры скважин по выкидным линиям поступает в общий газосборный  коллектор, по которому транспортируется на территорию УКПГ. Прогрев скважин, перед запуском в шлейф, до необходимой  температуры производится на горизонтальный факел, после чего поток газа направляется на УКПГ.

В таблице 3.1. приведены количество кустов и скважин ГКП-22.

 

Таблица 3.1. - Количество кустов и скважин

№ куста	Кол. скважин, шт.	№ скважин
208	4	2081,2082, 2083, 2084
209	5	2091, 2092, 2093, 2094, 2095.
211	4	2114, 2111, 2112,2113.
212	4	2121, 2122, 2123, 2124.
213	3	2131, 2132, 2133.

 

 

 

 

 

 

 

Ниже приведено техническое  описание конструкции скважины 2114 куста 211.

 

Типовые конструкции  скважин ГКП-22. Тип скважины – вертикальная.

• Забой – 3716 м;
• Ø 426 мм кондуктор – 450 м. Зацементирован до устья. Давление опрессовки - 6,5 МПа;
• Ø324 мм техническая колонна – 1347,6 м. Зацементирована до устья. Давление опрессовки -  23,61 МПа;
• Ø245 мм эксплуатационная колонна – 3539 м Зацементирована до устья. Давление опрессовки -  51,84 МПа, межколонное, колонное пространство опрессовано на давление -  4 МПа, межпакерное пространство опрессованно на давление - 29,28 МПа.
• Ø177,8 мм «хвостовик» с фильтром установлен в интервале 3443,6-3715,5м – не цементировался
• Хвостовик. В таблице 3.2. представлена компоновка хвостовика скважины №2114.

 

 Таблица 3.2. – Компоновка хвостовика скважины №2114

 

Диаметр, мм	Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип резьбы	Группа прочности	Толщина стенки, мм
1тр.177,8 +герм.узел+башм.	3715,5-3704	11,5	JFE BEAR	С-95 NT	8,05
177,8 (фильтр)	3704-3600,6	103,4	JFE BEAR	С-95 NT	8,05
177,8	3600,6-3452,8	147,8	JFE BEAR	С-95 NT	8,05
«BAKER HUGHES»	3452,8-3443,6	9,2

 

• Продуктивные пласты вскрыты в интервалах:

- Ач-3-4   3601,2 – 3625,8м  (а.о. 3533,58 – 3558,18м);

- Ач-5      3635 –  3699,6м (а.о. 3567,37 – 3631,96м).

• Пластовые давления:

- на глубине 3601,2м –  58,91 МПа;

- на глубине 3635м –  59,5 МПа.

• Хвостовик с фильтром перфорирован в интервалах: 3648-3651м; 3658-3661м; 3664-3676м; 3614-3617м; 3619-3625м; 3637-3646м.
• Устье оборудовано: