Отчет по практике в ООО «Газпром добыча Ямбург»

 

6.1 Характеристика сырья, продукции, материалов и реагентов

 

Исходным сырьем является природный газ сеноманской  залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 1,80¸2,50 г/м³, сероводород отсутствует.

Компонентный  состав газа в соответствии с проектом разработки, % объемные:

 

СН₄ - 97,8¸99,0

С₂Н₆ - 0,0¸0,15

С₃Н₈ - 0,0¸0,02

С₄Н₁₀ - следы

СО₂ - 0,2¸0,3

N₂ - 0,7¸1,7

Не - 0,01¸0,02

Аr - 0,01¸0,03

Н₂ - 0,002¸0,04 

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

• среднее пластовое давление   - 11,73 МПа;
• динамическое давление газа на устье  - 10,3 МПа;
• температура газа на устье    - 13¸14°С.

Параметры газа на 2006...2010 гг.:

• в зоне УКПГ-1:
• пластовое давление:

• 2,85...1,36 МПа (старый фонд скважин);
• 4,96...4,57 МПа (кусты 119, 120).

• давление газа на устьях:

• 1,81...0,99 МПа (старый фонд скважин);
• 3,93...3,68 МПа (кусты 119, 120).

• давление газа на входе в ЗПА   - от 1,45 до 0,95 МПа;
• газ от УППГ-8 Харвутинской площади:
• давление на входе в УКПГ-1   - от 3,09 до 4,21 МПа.

Характеристика  изготовляемой продукции и реагентов

Изготовляемая продукция – газ осушенный  и очищенный от мехпримесей. Газ  подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам".

Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны приведены в таблице 2.1.

 

 

 

 

 

Таблица 2.1 –  Технические требования и нормы  для природного газа холодной климатической  зоны

Наименование  сырья, продукции, материалов, реагентов	Обозначение НД	Характеристика  качества		Прим.
		Наименование  показателя	Значение по НД
Газ природный	ОСТ 51.40-93	Точка росы по влаге, °С    - зимний  период, не выше    - летний  период, не выше	минус 20 минус 10
		Масса сероводорода, г/м3,  не более	0,02
		Масса меркаптановой  серы, г/м3, не более	0,036
		Объемная доля кислорода, %, не более	1,0
		Теплота сгорания низшая, при 20°С и 101,325 кПа, МДж/м3,  не менее	32,5
		Масса механических примесей	В соответствии с соглашением на поставку газа
		Плотность при  нормальных условиях, кг/м3		0,673
		Плотность по воздуху		0,562
		Концентрационные  пределы распространения пламени в воздухе, % (об.).     –  низший     –  высший	5,28 14,1
		ПДК в воздухе  рабочей зоны, %	0,7
Диэтилен-гликоль СН2ОН-СН2-О- СН2-СН2ОН	ГОСТ  10136-77	Внешний вид	Бесцветная  или желтоватая жидкость
		Молекулярная  масса	106,12
		Плотность при 20°С, кг/м3	1116¸1117
		Вязкость при 20°С, сПз	35,7
		Температура кипения, °С,               при 760 мм.рт.ст.	245
		Температура замерзания, °С                                 98%	минус 8 минус 12,7
		Температура начала разложения, °С	164
		Давление насыщенного  пара 99% р-ра кПа, при:                                40°С                               100°С	0,24 4,65
		Температура °С:    – вспышки  (в открытом тигле)    – самовоспламенения	143,3 345,0
Наименование  сырья, продукции, материалов, реагентов	Обозначение НД	Характеристика  качества		Прим.
		Наименование  показателя	Значение по НД
		Концентрационные  пределы распространения пламени (воспламенения), % (об.)    – низший    – высший	1,7 10,6
		Масс. доля воды, %, не более	0,05¸0,2
		Масс. доля кислот в пересчете  на уксусную, %, не более	0,005¸0,01
		Число омыления, не более	0,01¸0,03
		рН	6¸8	Не норм.
		ДЭГ регенерированный: масс. доля воды, %	0,7¸1,0	Проект
		ДЭГ насыщенный: масс. доля воды, %	2,0¸4,0	Проект
Метанол (метиловый  спирт) СН3ОН	ГОСТ  2222-95	Внешний вид	бесцветная  легкоподвижная летучая горючая  жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.
		Молекулярная  масса	32,04
		Плотность при 20°С, кг/м3	792
		Масс. доля воды, %, не более	0,05¸0,08
		рН	6¸8
		Вязкость при 20°С, сПз	0,793
		Температура кипения, °С, при 760 мм.рт.ст.	64,7
		Концентрационные  пределы распространения пламени (воспламенения), % (об.)    – низший    – высший	6,98 35,5
		Упругость паров, мм.рт.ст.	89
		Теплота сгорания, кДж/кг	22331
		Температура замерзания, °С	минус 97,1
		Температура плавления, °С	минус 93,9
		Температура вспышки, °С	8
		Температура воспламенения, °С	13
		Температура самовоспламенения	400	ГОСТ 6995-77
		ПДК в воздухе, мг/м3	5

 

Характеристика  реагентов, поступающих на регенерацию, приведена в таблице 2.2. Характеристика реагентов, поступающих после регенерации, приведена в таблице 2.3.

 

Таблица 2.2 –  Характеристика реагентов, поступающих  на регенерацию

Наименование	единица измерения	Диапазон допустимых отклонений по концентрации
Диэтиленгликоль	% масс.	96,0¸97,3
Метанол	% масс.	4,0¸50,0

 

Таблица 2.3 –  Характеристика реагентов, поступающих  после регенерации

Наименование	Единица измерения	Показатели  качества реагентов, обеспечивающие нормальный технологический режим	Примечание
Диэтиленгликоль	% масс.	99,3
Метанол	% масс.	85,0¸95,0
Метанол свежий	% масс.	91,0¸96,5

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2 Описание технологического процесса и технологических схем установки

6.2.1 Эксплуатационные скважины

Фонд скважин  в зоне УКПГ-1 по состоянию на 01.01.2006 г. составляет 104 эксплуатационных и 4 наблюдательные скважины (с учетом подключения куста 216). Скважины сгруппированы в кусты (14 шт.), в каждом кусте по 6...8 скважин.

В 2007-2008 г. г. запланирован ввод в эксплуатацию 4 кустов дополнительных скважин, из них кусты 119, 120 будут подключены к УКПГ-1, кусты 117, 118 – к УКПГ-2.

От входного коллектора УППГ-8 по временной схеме  подключен трубопровод Ду 500 к  шлейфу куста 114. Куст газовых скважин 216 подключен через перемычку  Ду 500 к шлейфу от куста 105.

Обвязка устьев скважин и набор прискважинных  сооружений обеспечивают проведение всех необходимых операций по эксплуатации, ремонту и глушению скважин. При  вводе скважин в эксплуатацию, после ремонта или длительного  простоя выполняется продувка со сжиганием газа на горизонтальных горелочных устройствах кустов.

С целью предупреждения гидратообразования в стволах скважин  и системе сбора предусмотрена  возможность подачи метанола в затрубное  пространство и на устья скважин.

Промывка и  задавка скважин при проведении ремонтных и аварийных работ производятся цементировочным агрегатом с использованием задавочного раствора.

 

 

 

 

6.2.2 Система сбора газа

Для сбора газа от скважин зоны УКПГ-1 применена, в  основном, лучевая схема сбора  с использованием труб диаметром 530 мм.

Схема сбора  газа и характеристика шлейфов приведены  на рисунке 3.1.

Сырой природный  газ, поступающий на площадку по газопроводам-шлейфам, направляется в здание переключающей  арматуры (ЗПА).

Параметры газа (давление и температура) на входе и выходе из ЗПА приведены на рисунках 3.2, 3.3.

Параллельно шлейфам  к каждому кусту скважин предусмотрена  прокладка ингибиторопроводов Ду 50.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1 –  Схема сбора газа зоны УКПГ-1 с  характеристикой шлейфов

 

 

 7 ЗАЩИТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ

 

 

Защита технологического оборудования от коррозии осуществляется двумя путями:

Пассивная защита – это наложение качественного  изоляционного покрытия на трубопроводы, окраска оборудования.

Активная защита – наложение отрицательного относительно земли потенциала на защищаемые конструкции и создание на них нормируемой плотности тока (электрохимзащита).

Объектами электрохимзащиты  на УКПГ являются следующие сооружения:

• обсадные колонны газовых скважин;
• подземные коммуникации площадки УКПГ с внешними сетями водоснабжения, канализации и газоснабжения;
• газовые коллекторы от ППА до технологического корпуса осушки газа;
• коллектор осушенного газа от УКПГ до межпромыслового коллектора;
• магистральный межпромысловый коллектор;
• газопроводы-шлейфы и метанолопроводы от кустов скважин до УКПГ.

В проекте применена  принципиально новая технологическая  схема электрохимзащиты, позволяющая на УКПГ установить катодные станции в одном месте - блоке вспомогательных помещений и запитать их от внутриплощадочной электросети.

Защитный уровень  катодной поляризации на всех защищаемых коммуникациях обеспечивается расположением глубинных анодных заземлителей вокруг УКПГ с выносом их на 1 – 1,5 км от точек дренажа УКЗа и регулированием тока каждого анодного заземлителя с помощью резисторов типа СД-210-4.

Учитывая температурную  неоднородность подлежащих защите коммуникаций, установлены следующие категории минимального защитного потенциала:

• для газопроводов-коллекторов Ду1000 – 0,83 по МСЭ
• для газопроводов-шлейфов – 0,878 по МСЭ

На УКПГ установлены 4 станции катодной защиты общей  мощностью 20 кВт. К каждой станции  подключены три глубинных заземлителя.

Глубинный заземлитель  представляет собой скважину глубиной 150 метров с обсадной металлической колонной диаметром 159 мм.

Для защиты внутриплощадочных  коммуникаций УКПГ-1 служат три анодных  заземлителя, расположенные на площадке УКПГ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8 Безопасность и экологичность проекта.

 

8.1 Основные производственные опасности и вредности.

На Ямбургском газоконденсатном месторождении в процессе эксплуатации скважин, шлейфов и установок комплексной подготовки газа могут проявляться различные производственные опасности и вредности. Их действие на организм человека зависит от токсических свойств, применяемых в производстве веществ, их концентрации и продолжительности воздействия.

Если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает определенный предел - ПДК (предельно допустимая концентрация), то профессиональные отравления и заболевания неизбежны. ПДК - это такая концентрация  вредного  вещества  в  воздухе рабочей зоны, которая при ежедневной работе в течение всего времени работы на предприятии не может вызвать у работающих заболеваний и отклонений в состоянии здоровья,

ПДК вредных веществ утверждается Минздравом РФ и является обязательной нормой для всех предприятий. ПДК для ряда вредных веществ, применяемых  на установках комплексной подготовки газа Ямбургского газоконденсатного месторождения: метан, этан, пропан, бутан - 300 мг/м³; метанол - 5 мг/м³; диэтиленгликоль (ДЭГ)- 10 мг/м³.

Природный газ - бесцветная смесь легких углеводородных газов, на 97,8% состоит из метана, без запаха, легче воздуха. Концентрационные пределы воспламенения в смеси с воздухом составляют  4,9 и 16 объемных процента нижний и верхний соответственно. Температура самовоспламенения не менее 450 ^оС. Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76. Природные газы не оказывают токсического действия на организм человека, но при высоких концентрациях вызывают отравления, связанные с асфиксией из-за недостатка кислорода. Индивидуальными средствами защиты являются: фильтрующий противогаз, изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПШ-2.

Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминающая этиловый спирт, легко воспламеняется, при искрении взрывоопасна. НПВ метанола - 6,5%; ВПВ - 36,3%. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую систему. Особенно опасен метанол при приеме внутрь: 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, слепоту, а 30 г смертельная доза. Симптомы отравления: головная боль, тошнота,  рвота,  сильные боли во всем теле, желудке, мелькание перед глазами. В тяжелых случаях - сильная синюшность, глубокое и  затрудненное  дыхание,  судороги,  слабый  учащенный пульс. Для исключения ошибочного применения метанол одорируется этилмеркаптаном в соотношении 1:1000, керосином 1:100 и окрашивается химическими чернилами или другими красителями. Однако, отравление происходит не только при приеме метанола внутрь, но и при вдыхании, всасывании через кожу. При работе с метанолом, его отпуске, хранении  и  транспортировке необходимо выполнять общие санитарные правила по хранению и применению метанола, утвержденные Мингазпромом, а также требования "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности".

Диэтиленгликоль - бесветная или слабоокрашеная в желтый цвет сиропообразная гигроскопическая жидкость без запаха. ДЭГ малолетуч, температура вспышки 135 ^оС, температура самовоспламенения 345 ^оС. Концентрационные пределы воспламенения 0,62-6,8 объемных процента.  ДЭГ,  при  попадании  в  организм через органы дыхания, действует как сосудистый яд, вызывая отек, набухание и невроз сосудов. ДЭГ также оказывает влияние на ЦНС и почки. Токсичен не только сам ДЭГ, но продукты его разложения в организме человека, в частности, щавелевая кислота. Симптомы отравления: бессознательное состояние, потеря болевой чувствительности, учащенное дыхание, пульс, сухие хрипы в легких, зрачки слабо реагируют на свет. При работе с ДЭГом должны соблюдаться   правила, обеспечивающие безопасность обращения с ним. К этим правилам в первую очередь относятся: герметизация аппаратов, емкостей для хранения, недопущение проливов (особенно горячего), защита органов дыхания индивидуальными средствами при попадании значительных количеств паров и аэрозолей в атмосферу, защита рук и других участков кожи при работе с ДЭГом (особенно горячим).  Пролитый ДЭГ должен смываться обильным количеством воды.

Выделение ртутных паров  при неправильном обращении с  КИПиА.

Ртутные пары оказывают вредное влияние на организм человека, вызывая отравление и заболевания. Пары ртути не имеют запаха и обнаруживаются аналитическим путем. ПДК для металлической ртути 0,01 мг/м³.