Номер
скважины
|
Пластовое
давление
|
Начальная
продуктивность
|
|
|
Коэффициент
фильтрационных сопротивлений
|
Абсолютно
свободный дебит
|
|
Р,
МПа
|
А
|
В
|
Q,
(тыс.мЗ/сут.)
|
263
|
12.19
|
4.5
|
0.0024
|
1766.96
|
264
|
12.27
|
1.2
|
0.00087
|
3601.99
|
267
|
7.06
|
14.0
|
0.01
|
304.00
|
269
|
7.11
|
0.31
|
0.0002
|
4400.0
|
270
|
7.12
|
0.3
|
0.00015
|
5023.8
|
281
|
7.01
|
0.05
|
0.00059
|
2900.0
|
282
|
7.10
|
0.34
|
0.00025
|
3950.6
|
285
|
7.15
|
0.55
|
0.0016
|
1660.8
|
288
|
?.12
|
0.24
|
4058.0
|
289
|
7.06
|
2.20
|
0.00071
|
1150.7
|
290
|
9.63
|
5.50
|
0.00983
|
749.9
|
306
|
9.00
|
0.26
|
0.00013
|
7041.9
|
312
|
9.16
|
11.45
|
0.0071
|
612.93
|
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 :
Wt= 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 (WrW2) -
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.