Отчет по практике в ООО «Газпром добыча Ямбург»

В результате анализа  температурного режима системы сбора  газа путем статистической обработки фактических данных, было установлено действительное значение коэффициента теплопередачи для весенне-осеннего и зимнего периодов. Фактические значения коэффициента теплопередачи приведены в табл 4.1.

 

4.1 Сезонное изменение коэффициента теплопроводности

на Ямбургском газоконденсатном месторождении

                                                                                                                               Таблица 4.1

Месяц	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь
К, ккал/м2 ч оС	1,1	1,2	1,3	1,9	3,1	2,9
Месяц	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
, ккал/м2 ч оС	2,0	1,8	1,9	2,0	2,4	1,1

 

Из таблицы видно, что  действительные коэффициенты теплопередачи  значительно выше расчетных, в то же время их значение в весенне-осенний период выше, чем в зимний. Это объясняется тем, что в зимнее время влажность грунта уменьшается, а также появляется дополнительный теплоизоляционный слой, образованный снежным покровом и воздушной прослойкой между трубой и снегом. В осенне-весенний период шлейфы находятся в переувлажненном грунте, иногда омываются водой, что значительно повышает потери тепла газом.

Опыт эксплуатации шлейфов  и термодинамические расчеты  с учетом фактических коэффициентов теплопередачи свидетельствуют, что при работе шлейфов в стационарном режиме обеспечивается безгидратный режим как теплоизолированных, так и не теплоизолированных шлейфов длиной до 5 км.

 На стационарных режимах в целом поддерживается безгидратный режим эксплуатации с запасом температур от 2-3° до 12 ^оС.

В период освоения газовой  скважины или пуска ее после длительной остановки зимой, в шлейфе и даже стволе скважин возможно гидратообразование. Это объясняется резким падением температуры потока при движении по стволу скважины или газопроводу вследствие больших потерь тепла на разогрев окружающего грунта. Особенно опасным в этом отношении является пуск в работу шлейфов большой протяженности, так как прогрев их и вывод на безгидратный режим происходит длительное время – до нескольких суток.

В теплоизолированном шлейфе в начальный период также возможно образование гидратов, но этот период обычно небольшой, от нескольких часов до суток.

Таким образом, в пусковой период зимой возможно образование  гидратов в шлейфах и особенно не теплоизолированных. Поэтому при  пуске необходим ввод ингибитора гидратообразования.

В целом опыт эксплуатации шлейфов Ямбургского месторождения  свидетельствует, что предусмотренные технические решения по схеме сбора газа обеспечивают ее надежную эксплуатацию.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Обоснование и выбор технологического режима эксплуатации скважин

На технологический  режим работы скважин влияют: устойчивость коллекторов к разрушению; образование песчано-жидкостных пробок на забое; образование гидратов в системе " пласт - устье - скважины"; подключение нескольких скважин в один коллектор; обводнение скважин подошвенной и краевой водой; степень вскрытия пласта скважинами; потери давления в пласте и в стволе скважины и другие факторы.

На технологический  режим работы скважин ЯГКМ влияют практически все перечисленные  выше факторы. Продуктивные коллектора сеноманской залежи  месторождения слабоустойчивые и поэтому в процессе эксплуатации практически при любой депрессии на пласт происходит разрушение последнего в призабойной зоне. При неправильно выбранной конструкции скважин разрушение призабойной зоны приводит к образованию пробки, которая в свою очередь влияет на производительность скважин.

Ямбургское месторождение относится   к   типу   массивных и  поэтому   в процесе эксплуатации возникает весьма существенная опасность обводнения подошвенной водой, что требует выбора такой допустимой депрессии на пласт, при которой опасность обводнения скважин, хотя бы временно, предотвращается.

Стволы газовых скважин  проходят через слои многолетней  мерзлоты, что приводит к существенному  снижению температуры газа, особенно при сравнительно низких дебитах.

Одним из существенных факторов, влияющих на технологический режим  работы скважин Ямбургского месторождения, является подключение их в общий  коллектор. Обвязка скважин в  общий коллектор приводит к расчету технологического режима работы не по схеме "пласт – ствол - шлейф", а по схеме "коллектор – ствол - пласт". При этом необходим учет расположения скважин относительно направления потока в коллекторе, конструкции НКТ, величины градиента давления в пласте, ограниченного возможностью разрушения призабойной зоны и величины депрессии, ограниченной вероятностью обводнения скважин подошвенной водой.

Таким образом, технологический  режим работы скважин должен быть основан с учетом возможности  разрушения призабойной зоны, образования пробки, гидратов на поздней стадии разработки (в процессе исследования на низких дебитах) и обводнения подошвенной водой, а также подключения скважин куста в общий коллектор.

Одной из основных задач  обоснования технологических режимов работы скважин в данном проекте является квалифицированный анализ накопленных данных по результатам исследования и эксплуатации за истекший с ввода месторождения в разработку период. Эти результаты позволяют обобщить полученные связи между давлением, температурой, депрессией, дебитом, вскрытием пласта скважинами, потерями давления по стволу, конструкцией скважин, изменением положения контакта газ - вода, изменением коэффициентов фильтрационного сопротивления и другими параметрами во времени.

Анализ полученных материалов позволяет скорректировать объемы и качество проведенных исследований, сгруппировать скважины по конструкциям, депрессиям, по опасности обводнения, по депрессиям на пласт, по потерям давления в стволе скважин, по выносу примесей и другим показателям.

Для проведения такого анализа  имеется информация в достаточном объеме, но не всегда нужного качества. В большинстве случаев качество полученной информации было низким, из-за использованной методики и технологии исследования,  из-за  специфических  особенностей месторождения. Так, например, при исследовании скважин с использованием установки "Надым-1" для определения закономерности выноса твердых примесей продолжительность работы на режиме составляла 30 мин. За эти 30 минут общий объем выносимой примеси составлял 0 - 50 см   (за исключением нескольких скважин). Поэтому авторами исследования не удалось определить связь выноса примеси с депрессией и конструкцией скважин и в отчете об этих исследованиях приведены весьма противоречивые результаты. По значительному числу скважин связь между депрессией на пласт с дебитом и количеством выносимой воды и примесей установлена условно, так как точность используемых приборов ниже точности измеренных величин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ГАЗОВОМ ПРОМЫСЛЕ №1

Установка комплексной  подготовки газа УКПГ-1 входит в состав установок подготовки газа сеноманской  залежи Ямбургского газоконденсатного  месторождения. УКПГ-1 расположена в  юго-западной части Ямбургского месторождения на территории Надымского района. Установка предназначена для приема собранного природного газа, поступающего по газопроводам-шлейфам от кустов газовых скважин и установки предварительной подготовки газа УППГ-8 Харвутинской площади ЯГКМ, его очистки от мехпримесей, капельной жидкости и последующей осушки от влаги, с целью предотвращения гидратообразования в магистральных газопроводах при дальнейшем транспорте.

Генеральным проектировщиком  установки является ОАО "Южниигипрогаз", проект разработки месторождения выполнен ООО “ВНИИГАЗ”. Эксплуатацию установки осуществляет ООО "Газпром добыча Ямбург".

В соответствии с показателями разработки отборы газа в зоне УКПГ-1 за период с 2006 по 2010 г. будут уменьшаться, соответственно, от 13,0 до 8,5 млрд. м³/год (с учетом подключения кустов дополнительных скважин в 2007-2008 гг.).

Установка введена  в эксплуатацию в июне 1987 г.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистку, гликолевую осушку, охлаждение газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и  охлажденный газ поступает в  подземные промысловые коллектора к головной КС (КС Ямбургская) системы  магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения  требуемого технологического режима, плановых объемов подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-1 в 1995 г. введена в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС). Производительность ДКС равна производительности УКПГ. Она размещена по технологической схеме перед установкой осушки газа и имеет свой регламент на эксплуатацию.

Для производственных и вспомогательных зданий применен блок-понтонный метод строительства. Изготовление блок-понтонов и монтаж оборудования производился в заводских условиях в г. Тюмени, транспортирование – водным путем. На месте выполнялась стыковка блок-понтонов на подготовленных основаниях и монтаж соединительных трубопроводов и кабельных коммуникаций.

В 2002 г. введена  в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-8) на Харвутинской площади ЯГКМ, которая предназначена для сбора пластовой смеси от кустов скважин и предварительной сепарации ее с целью обеспечения внутрипромыслового транспорта по подземным газопроводам до площадки УКПГ-1.

Подготовка  к транспорту газа от УППГ-8 Харвутинской площади (осушка, компримирование и охлаждение) производится с использованием существующего оборудования УКПГ-1 и ДКС-1.

В соответствии с показателями разработки отборы газа на УППГ-8 Харвутинской площади в 2006...2010 гг. должны составлять 6,8 млрд. м³/год.

В мае 2007 г. предполагается подключение дополнительных кустов скважин к УКПГ-1 (кусты 119, 120).

Товарной продукцией УКПГ-1 является очищенный и осушенный  газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин зоны УКПГ-1 по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ЗПА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию.

На ДКС предусмотрена  очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение скомпримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,6...5,7 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Отсепарированный  газ от УППГ-8 Харвутинской площади  на территории УКПГ-1 поступает в узел подключения газопроводов от УППГ-8, затем направляется на очистку.

Для очистки  этого потока газа предусмотрено  использование четырех сепараторов С-1 существующей установки очистки газа.

Поток газа от УППГ-8 Харвутинской площади после очистки направляется на ДКС, затем на установку осушки газа (вместе с потоком газа из зоны УКПГ-1).

Подготовка  газа на УКПГ осуществляется по схеме  гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2°С.

Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн. м³/сут. каждая. Восстановление осушителя – на вакуумных установках регенерации мощностью 60 м³/ч по ДЭГу.

Круглогодичное  охлаждение газа до температуры минус 2°С осуществляется с помощью АВО газа (зимний режим работы) и турбодетандерных агрегатов БТДА 10-13 с СПЧ АДКГ 7.01 производительностью 7 млн. м³/сут. (летний режим).

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и  узлы:

• здание переключающей арматуры - подключение шлейфов к установке комплексной подготовки газа и распределение ингибитора (метанола) на кусты скважин;
• установка очистки газа - очистка пластового газа от мехпримесей, капельной жидкости, отмывка от солей;
• узел подключения ДКС к УКПГ - размещение кранов, используемых при подключении-отключении ДКС;
• технологический корпус осушки газа - подготовка газа в соответствии с ОСТ 51.40-93;
• установка АВО газа - охлаждение газа перед подачей его в магистральный газопровод;
• КТП АВО газа - электроснабжение АВО газа;
• технологический корпус регенерации ДЭГа и метанола - восстановление концентрации осушителя и ингибитора гидратообразования;
• установка печей огневого подогрева ДЭГа и метанола - подготовка реагентов к регенерации;
• установка подогрева теплоносителя (УПТ);
• резервуары запаса воды (РВС);
• блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды - снижение давления осушенного газа для нужд потребителей газа низкого давления;
• подогреватель газа собственных нужд;
• установка воздухосборников - создание запаса воздуха КИП;
• установка отключающих кранов УОК - отключение УКПГ от межпромыслового коллектора;
• склад ДЭГа, метанола и ЛВЖ - хранение и пополнение запасов реагентов;
• компрессорная воздуха КИП – подготовка воздуха требуемого давления для управления средствами КИП и А;
• система внутриплощадочных коллекторов - транспорт газа, реагентов, стоков и дренажей, пара и азота в системах УКПГ;
• система сброса газа на свечу;
• газогорелочные устройства (ГГУ) - утилизация промстоков и сжигание газа при выводе шлейфов на режим;
• блок подсобно-производственных помещений;
• емкость аварийного слива реагентов;
• аварийная дизельная электростанция - аварийное электроснабжение УКПГ;
• закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - прием и распределение электроэнергии на напряжение 6 кВ;
• блок вспомогательных помещений.