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

- Колонная головка  - КГ (ВМЗ) – ОКК2-700-245х324х426 К1 ХЛ;

- ФА (ВМЗ) – АФК6 –  80х700 К1 ХЛ.

Устьевое оборудование опрессовано  на давление - 51,81 МПа.

Обвязка скважин куста  предусматривает:

• Возможность управления фонтанной арматурой (надкоренной задвижкой (НЗ), боковой задвижкой (БЗ) и подземным клапаном отсекателем КПО), в автоматическом режиме и в ручном с помощью станции управления фонтанной арматурой (СУФА);
• автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа и снижения давления ниже 10МПа или увеличения давления газа более 15МПа клапаном – отсекателем КО1.1-КО1.5, с помощью станции управления клапаном отсекателем.
• Снижение давления газа до величины Рраб.=14,2-14,4МПа клапаном регулятором давления «MOKVELD» РД1.1-РД1.5;
• Установку датчиков давления до и после регуляторов давления, а также на коллекторе куста;
• Установку предохранительных клапанов БПК1.1-1.5 для защиты шлейфа от превышения давления свыше 15,8МПа;
• Отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов;
• Замер дебита скважин  замерным устройством Гиперфлоу;
• Возможность подключения передвижного замерного сепаратора для проведения исследовательских работ по каждой скважине.

Исходя из удобства монтажа, обслуживания и контроля, технологическое  оборудование комплекта обвязки  каждой скважины куста размещается  в узле замерно-регулирующей арматуры (ЗРА), расположенном в начале куста  скважин. Все выкидные линии скважин  заводятся на площадку ЗРА и подключаются к замерно-регулирующим линиям (ЗРЛ), количество которых соответствует  количеству скважин. Основное назначение ЗРЛ – защита шлейфов от превышения рабочего давления 14,2-14,4 МПа. Расчетное  давление шлейфов принято равным 16,0 МПа.

3.2.1.1. Система управления фонтанной  арматурой (СУФА)

 

На обвязке устья скважины установлена фонтанная арматура, управляемая от станции управления фонтанной арматурой (СУФА).

Станция предназначена для  дистанционного, автоматического и  ручного управления подземным клапаном–отсекателем (ПКО1.1-ПКО1.5), надкоренной задвижкой (НЗ), боковой задвижкой (БЗ).

В качестве рабочей жидкости для управления фонтанной арматурой  используется полиметилсилоксан ПМС-20. Давление рабочей жидкости подаваемой в гидроцилиндры боковой и  надкоренной задвижек составляет 14-21МПа. Давление рабочей жидкости подаваемой в гидроцилиндр подземного клапана  отсекателя - 65МПа. Для предотвращения разрыва трубопровода управляющей  линии подземного клапана установлен предохранительный клапан на давление срабатывания 71,5МПа.

Станция управления имеет в своём составе:

• Обогреваемый шкаф управления с запорно-регулирующей арматурой и тремя блоками управления, насосно – аккумуляторную установку;
• Три выносных клапана контроля низкого и высокого давления (пилоты);
• Трех предохранительных пробок с плавкой вставкой.

Насосно – аккумуляторная установка станции предназначена  для создания и поддержания в  гидросистеме необходимого давления рабочей  жидкости, заполнения пневмогидроаккумулятора (ПГА) и распределения рабочей  жидкости по линиям управления. ПГА  предназначены для создания и  поддержания заданного давления при отключении электроэнергии. В  станции предусмотрены два гидравлических насоса - один рабочий и один резервный.

Запуск скважины в работу (открытие ПКО, НЗ, БЗ) производится только в местном ручном режиме.

ФА открывается в следующей  последовательности:

• ПКО1.1-ПКО1.5- подземный клапан одной из скважин куста;
• НЗ- надкоренная задвижка обвязки устья одной из скважин;
• БЗ- боковая задвижка обвязки устья одной из скважин.
• Закрытие ФА происходит в следующей последовательности:
• БЗ- боковая задвижка обвязки устья одной из скважин
• НЗ- надкоренная задвижка обвязки устья одной из скважин;
• ПКО1.1-ПКО1.5- подземный клапан одной из скважин куста;

Интервал времени между  последовательным закрытием БЗ, НЗ, ПКО регулируемый и составляет:

10-40 секунд от  момента закрытия БЗ до закрытия  НЗ;

10-40 секунд от  момента закрытия НЗ до закрытия  ПКО.

Станция СУФА обеспечивает автоматическое отключение скважины куста, закрытие БЗ, НЗ, ПКО, в следующих  случаях:

• При уменьшении давления сырого газа в газосборном коллекторе, после клапана регулятора РД1.1-РД1.5 до 9,0МПа (при этом происходит снижение давления в гидросистеме до 0,35МПа);
• При повышении температуры свыше 140⁰С в месте расположения предохранительной  плавкой пробки в случае пожара;

Для открытия клапана-отсекателя необходимо: закрыть устьевую запорную арматуру, создать необходимое давление в контрольной линии управления, при этом потоковая трубка сместиться вниз и откроет уравнительный  клапан. В течение некоторого времени  произойдет выравнивание давления над  и под клапаном, после чего клапан откроется автоматически. При этом необходим постоянный контроль давления в НКТ и линии управления. Если при выравнивании давления, давление в НКТ вырастает, это необходимо учесть для открытия клапана - отсекателя. Давление в линии управления должно быть увеличено.

Если уравнительный клапан забит шламом, окалиной, парафином, гидратом, то для выравнивания давления под и над клапаном- отсекателем, надавить цементировочным агрегатом  в НКТ и создать давление в  контрольной линии.

Для закрытия клапана - отсекателя необходимо: закрыть устьевую запорную арматуру, произвести плавное стравливание давления в линии управления.

3.2.1.2.  Станция управления клапаном  отсекателем КО1.1 (КО1.2-КО1.5)

 

Клапан-отсекатель разработан и поставлен ОАО «Корвет».

Клапан-отсекатель смонтирован  на трубопроводе подачи сырого газа после  фонтанной арматуры.

Клапан-отсекатель КО1.1 предназначен для прекращения подачи сырого газа в автоматическом режиме при понижении  и повышении давления газа в ГСК  до 10,0 МПА и 15,0 МПА соответственно или  дистанционно из операторной  УКПГ при аварийных ситуациях.

Управление клапаном-отсекателем  производится при помощи гидропривода  RA-3-18-WC, который установлен на корпусе  самого клапана.

Управление гидроприводом  осуществляется от станции управления клапаном-отсекателем КО1.1 (КО1.2-КО1.5).

Станция управления клапаном-отсекателем  смонтирована в отдельном металлическом  шкафу, который расположен в районе каждого трубопровода подачи сырого газа от скважины.

Для контроля давления сырого газа к каждой станции управления клапаном-отсекателем подведен газ  по импульсной трубке через мембранный разделитель и запорную арматуру от трубопровода подачи сырого газа.

В качестве гидравлической жидкости, закачиваемой в гидропривод  клапана-отсекателя, используется незамерзающая  жидкость ПМС-20.

Закачка гидравлической жидкости в гидропривод клапана-отсекателя осуществляется от станции управления при помощи встроенного насоса. Также  закачка гидравлической жидкости в  гидропривод клапана-отсекателя может  быть произведена при помощи переносного гидравлического насоса, который может быть установлен на раме металлического шкафа станции управления. Для закачки гидравлической жидкости  при помощи переносного гидравлического насоса необходимо повернуть тумблер ручного селекторного клапана в положение «перекачка от переносного гидравлического насоса».

3.2.1.3. Технологические  трубопроводы кустов скважин

 

Технологические трубопроводы площадки кустов скважин ГКП-22 смонтированы надземным способом на металлических  опорах общими эстакадами в одном  коридоре с кабельными коммуникациями. Эстакада коридора технологических  трубопроводов располагается по одну сторону от оси куста. Проезд транспорта на эту территорию запрещается.

В обвязке от устья скважины до отключающей электроприводной задвижки ЗД3.1…ЗД3.3 используются трубы Ø114х18 мм, рассчитанные на давление 70,0 МПа (максимальное давление насосного агрегата). Участки  трубопроводов от ЗД3.1…ЗД3.5 до общего выходного коллектора куста скважин  применяются трубы Ø 114х8 мм, рассчитанные на рабочее давление 20,0 МПа.

Продувочный факельный трубопровод  проложен с уклоном 0,003 в сторону  горизонтального факела, рассчитанные на статическое давление скважин 41,01 МПа. Регулирование скорости продувки скважины производится регулятором  давления РД2.1, установленным перед  горизонтальной горелкой.

Трубопровод сброса газа от предохранительных клапанов, а также  трубопровод сброса газа от обвязки  ЗРА, проложен индивидуально до факельного амбара с уклоном в его сторону.

Вся запорно-регулирующая арматура установлена исполнения ХЛ для эксплуатации в районах с холодным климатом (до минус 60ºС).

Все трубопроводы, за исключением  трубопроводов метанола, факельных  трубопроводов продувки скважин  и сброса газа на горизонтальный факел, теплоизолируются. Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов на горизонтальный факел предусмотрены  с электрообогревом. Тепловая изоляция надземных участков технологических  трубопроводов выполнена из минераловатных прошивных матов марки 100 по ГОСТ 21880-94* толщиной 50 мм с покрывным слоем из оцинкованной стали толщиной 0,5 мм. Перед теплоизоляцией на все трубопроводы нанесен слой антикоррозионного покрытия из грунтовки ФЛ-03К по ГОСТ 9109-81* в два слоя.

Технологические трубопроводы и арматура окрашены в соответствии с ГОСТ 14202-69 «Цвета сигнальные и  знаки безопасности» и обеспечены предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводах нанесены стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.

Для разрыва электропроводности между подземными и надземными участками  трубопроводов на границе куста  на шлейфе и метанолопроводе установлены  электроизолирующие вставки, надземные  участки технологических трубопроводов  площадки куста скважин при прокладке  на опорах предусматривают установку  электроизолирующих прокладок из паронита между опорой и телом трубы, предотвращающих  прямой контакт металла опоры  и трубы.

3.2.1.4. Описание технологической схемы кустов скважин

 

Сырой газ со скважин с  устьевым давлением 22,0 35,0 МПа и температурой 40-55⁰С через фонтанную арматуру ФА1-ФА5 по трубопроводу ГС1 Æ114х18 поступает на узел замерно-регулирующей арматуры.

Схема движения газа при  нормальной работе скважины:

ПКО1.1-ПКО1.5 à ФА1-ФА5 à клапан-отсекатель КО1.1…КО1.5 à задвижки ЗД1.2, ЗД1.4, ЗД1.6, ЗД1.8, ЗД1.10 à регуляторы давления РД1.1…РД1.5 à электрозадвижки ЗД3.1…ЗД3.5 à расходомерный узел «Гиперфлоу» ЗУ1.1…ЗУ1.5 à обратные клапана ОК1.1…ОК1.5 à задвижки ЗД4.1…ЗД4.5 трубопровод газа в шлейф УКПГ Ø219х14.

Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления РД1.1…РД1.4 до необходимого рабочего давления шлейфа 10,0 - 14,2 МПа. В обвязке  схемы применены регулирующие клапаны  с электроприводом. Давление газа до и после регуляторов давления измеряется техническими манометрами  и составляет: до регуляторов 22,0-35,0 МПа, после регуляторов 10,0 - 14,20 МПа.

При нарушении в режиме работы регуляторов давления РД1.1…РД1.5 и росте или падении давления газа после них, производится защита регулирующих линий скважин и  шлейфа клапанами-отсекателями, поз. КО1.1…КО1.5. Клапан отсекатель КО1.1 предназначен для  прекращения подачи сырого газа в  автоматическом режиме при понижении  давления газа в ГСК до 10МПа или  повышении давления газа до 15,0 МПа  или дистанционно из операторной  УКПГ при аварийных ситуациях.

Управление клапаном отсекателем  КО1.1 производится при помощи гидропривода RA-3-18-WC, который установлен на корпусе  самого клапана. Управление гидроприводом  осуществляется от станции управления клапаном отсекателем КО1.1.

При нарушении режима работы КО1.1…КО1.5 и продолжающемся росте  или падении давления газа производится закрытие электроприводных задвижек шиберных с электроприводом ЗД3.1…ЗД3.5. Давление закрытия ЗД3.1…ЗД3.5: нижний предел- 9,5 МПа, верхний-15,5 МПа.

При нарушении режима работы электроприводных задвижек ЗД3.1…ЗД3.5 и продолжающемся росте давления в шлейфах срабатывают предохранительные  клапаны БПК1.1…БПК1.5. Давление срабатывания БПК1.1.…БПК1.5 составляет 15,8 МПа.

Для предотвращения гидратообразования от насосной метанола УКПГ через ЗПА  на кусты скважин по метанолопроводу  подаётся метанол.

От гребенки куста, метанол  подаётся:

• Под сёдла 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 к  предохранительным клапанам БПК1.1…БПК1.5: 
метанол от насосной УКПГ à метанолопровод Ду57х4 à отсекающая задвижка ЗД5.1 à счетчик СЧ1.1 à задвижка ЗД5.2 à краны с электроприводом Кр2.1…Кр2.5 (для распределения метанола по БПК1.1…БПК1.5) à регулирующие клапаны с ручным приводом РД4.1…РД4.5 à обратные клапана ОК2.1…ОК2.5 à вентили В1.1…В1.5 à предохранительные клапана БПК1.1…БПК1.5.