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

1.1 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 57.4×10-¹⁵ 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 °C 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 начием в большом количестве кальциевых и магниевых солей :

— удельный вес при 20 °C 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 среднеи 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 кунгурского 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 нижнеи 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 сопутств>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 65.5×10-¹⁵ м2 по керну. Проницаемость по промысловым данным в среднем 57.4×10-¹5 м². Низкие значения про — ницаемости и высокие дебиты газовых скважин в процессе разработки, повидимому, 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;

непроизводственного 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

3.1 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 Канчуринском 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 °C .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.

Устьевое давление 3.9 МПа при отборе газа выбрано исходя из необходимости компремирования газа для дальнего транспорта. Принятый тип центробежных машин должен иметь на приеме не менее 3.5 МПа (на устье скважин 3.9 МПа) с последующим компремированием до 5.5МПа .

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.

3.2 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, неподвергающимися 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 65×210. Для обвязки колон с целью герметизации устья устанавливается колонная головка ООК — 210 на 245×168. 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 -65×210 с колонными головками ООК1 — 210 -168- 245. Наиболее часто встречается фонтанная арматура Венгерского производства .

9 5/8 «х б 5/8 «х 4 ½ «Tbg/ 3000 Psi

9 5/8 «— 245 мм диаметр обсадной колонны на которую наворачивается колонная головка ;

6 5/8 «— 168 мм диаметр эксплуатационной колонны подвешиваемой на клиньях;

4 ½″ — 114 мм диаметр насоснокомпрессорных труб подвешиваемых на трубной головке ;

3000 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 клапанотсекатель, который также срабатывает при аварийном состоянии шлейфов, предотвращая утечку газа в атмосферу.

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

4.1 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.

Выбор схемы и технического оснащения ГРП зависит от вида промысловой газовой сети, категории хранилища, характеристик пласта и скважин, числа эксплуатационных скважин, давления в пласте, климата района и других условий .

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

4.2.1 Схема подготовки газа к транспорту

Газ со скважин под устьевым давлением с температурой 6−11° С по шлейфам 168×9 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 (2×50 мЗ и 2×25 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 °C направляется на 2 ступень сжатия, где дожимается до давления 9.0−12.0 МПа, нагреваясь при этом до температуры около 90 °C .

Газ охлаждается до 30 °C 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 ЦРСП-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 фильтрамисепараторами (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 компримирования 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 °C 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 °C, 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 °C, верха 65 °C. 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 °C .

Горячая вода с температурой 105 °C из Д-1, пройдя теплообменники Т-1, охлаждается до температуры 26 °C 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 °C, 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

4.4.1 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= 876 875 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

С помощью графиков определяют массовую концентрацию метанола в отработанном растворе (Х₂), обеспечивающую снижение температуры гидратообразования на 10 °C. Х₂ = 32.85%

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 :

g= 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 :

gy.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

gу.к = 0,5×1145,6 = 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

gпот = 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

5.1 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 .

Pt= CiС₀

Затраты на проведение научно-исследовательских работ составят :

3 нтр = 108 200 тыс. р Затраты на строительство установки регенерации :

3 мер = 46 484 тыс. р Затраты на эксплуатацию и содержание оборудования :

3 э = 220 486 тыс. р Стоимостная оценка результата мероприятия определяется, как произведение количества регенерированного за год метанола на стоимость его покупки:

Pt = 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