Характеристика технологій та основного обладнання установок комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ).Робочі параметри УКПГ.

Характеристика технологій та основного обладнання установок комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ) та робочі параметри УКПГ наведені в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1.- Характеристика основного обладнання установки комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ) та робочі параметри УКПГ

Найменування Обладнання (апаратів)	Технічна характеристика	Тиск надлишковий, кг/см^3	Температура,°С
Розр.	Роб	Розр.	Роб
1
Сепаратор 1-ого ступеня С-1-1Л (лівий) 1-ої технологічної лінії	Газосепаратораційний блок ГБ-23А. Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м^3			+50	-30-+50
Сепаратор 1-ого ступеня С-1-1П 1-ої технологічної лінії (правий)	Газосепаратораційний блок ГБ-23А. Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м^3			+50	-30-+50
Сепаратор 1-ого ступеня С-1-2-Л (лівий) 1-ої технологічної лінії	Газосепаратораційний блок ГБ-23А. Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м^3			+50	-30-+50
Сепаратор 1-ого ступеня С-1-2-П 1-ої технологічної лінії (правий)	Газосепаратораційний блок ГБ-23А. Корпус: матеріал Ст16ГС; діаметр 1000*63мм; робоче середовище-пластовий газ, конденсат, вода; об’єм 2,2+0,37м^3			+50	-30-+50
Сепаратор 2-ого ступеня С-2-2 2-ої технологічної лінії	Газосепаратор шаровий ГСШ-64-2200-16-ГС Корпус: матеріал Ст16ГС; робоче середовище-природний газ; об’єм 5,6 м^3 діаметр 2200*32мм; QГ-2млн. м^3/добу; Рр-6 МПа			+100	-30-+100
Сепаратор 2-ого ступеня С-2-1 1-ої технологічної лінії	Газосепаратор ГСГИ-64-1200-16-ГС Корпус: матеріал Ст16ГС; робоче середовище-природний газ, вода, метанол; об’єм 7,5 м^3 діаметр 1200*32мм; QГ-1млн. м^3/добу; Рр-6 МПа; Вага-15,1т; Qрід=5 м^3/добу			+20	-35-+25
Газосепаратор 3-ого ступеня С-3(відцентровий)	Сепаратор регулюючий ЦРС-2-64-550-16ГС. Вага-3,2 м^3; діаметр 1600*25мм. Корпус: матеріал Ст16ГС; вага-5,4т; висота 4,8 м			+100	-30-+100
Газосепаратор вертикальний С-4	Сепаратор газу для власних потреб ГАГИ-16-1200 Корпус: матеріал Ст.09ГС;вага-5,4т; об’єм 4 м^3; діаметр 1200*10мм			+100	-30+100
Газосепаратор вертикальний С-5	Сепаратор вхідний на АГРС. Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 4,3 м^3; діаметр 1000*60мм; висота 5,5 м			+100	-30-+150
Ємкість одоранту Е-Од	Корпус: матеріал Ст. 17 ГІС; об’єм 2 м^3; діаметр 720*10мм; довжина 6 м.			+20	-10-+10
Газосепаратор вертикальний С-6	Сепаратор вихідний на АГРС. Корпус: матеріал Ст. 17ГіС; об’єм 5,2 м^3; діаметр 1400*60мм; висота 3,9 м			+200	-20-+200
Розділювач 1-ого ступеня Р-1	Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 17,4 м^3; діаметр 1600*36мм			+20	+20
Розділювач 1-ого ступеня Р-2	Об’єм 15 м^3;діаметр 1600*46мм; вага 35,2 т; висота 2,8 м.			+20	-40-+60
Ємкість розгазування конденсату Е-2	Корпус: матеріал Ст. 16ГС; об’єм 25 м^3; діаметр 2000*14мм; довжина 8,5 м.			+300	-30-+300
Випарювач Е-О	Випарювач –призначений для відділення води від конденсату. Об’єм 29,6 м^3; діаметр корпуму2 м; довжина 12,4 м; вага 35,5 т.			-	-15
Ежектор газовий надзвуковий ЕГН-1	Призначений для утилізації газу вивітрювання із Е-2 і газу низьконапірних свердловин. Роб параметри: Рвисокон.газу=100-110 атм;Qвисокон.газ=90-120 тис. м^3/добу		100-	+100	-30-+100
Блок підігріву теплоносія БП	Блок підігріву теплоносія БУ-87.Середовище: насичений ДЕГ 60-70%. Довжина-9,3м; ширина-3,1 м; об’єм 7,4 м^3; t на вході-50°С, на виході 100°С;Рроб=1атм; Q-12,5 м^3/добу.			+150	-30-+150
Повітрозбірник П-1	Об’єм 10 м^3; діаметр 1600*8мм; висота 5 м.			+50	-40-+50
Теплообмінник 1-ої та 2-ої технологічних ліній Т-1-1,Т-2-1, Т-2-2	Блок теплообмінників ГБ-19А, к-ть теплообмінників -2шт, довжина-12,51м; ширина 1,88 м, площатеплообмінника 102 м^2.Трубний простір теплообмінника: к-ть ходів 12 послідовних, матеріал 20А, діаметр 114*9мм; довжина прямої ділянки 12,1м; робоче середовище-осушений природний газ; об’єм 1 м^3, площа теплообміну-51 м^2. Між трубний простір теплообмінника: к-ть ходів 12 послідовних, матеріал 20А, діаметр 168*11мм; робоче середовище-вологий природний газ,метанол; об’єм 0,9 м^3, площа			+20	+20

4.3. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин і оцінка можливості утворення в них гідратів

Довжини та діаметри шлейфів та рельєф місцевості мають пряму залежність на різницю тисків між устям свердловини та входом в УКПГ. Чим більші втрати тиску на даній ділянці тим складніше подати газ у магістральний газопровід.

Як відомо втрати тиску у викидних лініях незначні Основні втрати тиску відбуваються за рахунок сил тертя потоку газорідинної суміші зі стінками викидних ліній. Ще одним фактором, який спричиняє збільшення втрат тиску є утворення гідрату у шлейфах свердловин.

Таблиця 4.2. Основні показники роботи свердловин Абазівського ГКР по горизонту С-6

№ свердловини	Дебіт по газу тис.м^3/добу	∆Р, МПа	Тиск на вході в УКПГ, МПа	Температура на усті,°С	Температура на вході в УКПГ,°С	Температура сепарації,,°С	Довжина і діаметр шлейфу	Тиск на виході з УКПГ, МПа	Кількість ступенів сепарації
	0,2	0,4	3,8			-10	114*14-3700	3,6
	0,2	0,4	3,8			-10	114*14-9000	3,6
		1,01	17,5			-10	114*14-9000	3,6
		3,64	5,0			-10	114*14-750	3,6
	0,1	0,4	3,8			-10	114*14-5100	3,6

1. Визначимо умови утворення гідратів в колоні насосно-компресорних труб свердловини №104 Абазівського ГКР.

Визначимо температуру гідратоутворення за формулою Баррера – Стюарта

t_гр=18,47·lgP_гр.-В+273

де P_гр- тиск гідратоутворення, атм

В — коефіцієнт, який залежить від умовної приведеної густини газу, вибираємо з табл. 4.3.

Приведена відносна густина газу	Коефіцієнт В
0,62	17,2
0,63	16,39
0,64	15,59
0,65	15,07
0,66	14,76
0,67	14,51
0,68	14,34
0,69	14,16

Оскільки відносна густина газу горизонту С-6 Абазівського родовища становить ρ=0,65 то згідно табл. 4.3. коефіцієнт В=15,07

t_гр.пл. = 18,47·lg 280,8_.-15,07+273 = 303,15 К

t_гр.у.=18,47·lg 181-15,07+273 = 299,63 К

Побудуємо рівноважну криву гідратоутворення і нанесемо на цю криву точки

Т_ПЛ=ƒ(Р_ПЛ)→Т_у = ƒ(Т_у) та t_гр.пл=(t_пл) → t_гр.у = = ƒ→ (t_у) (рис. 8.1)

Як видно з рис. 4.1. гідрати в стовбурі свердловини утворюються за 400 м.до устя,

Інгібітор гідратоутворення подаємо у свердловину та на УКПГ перед теплообмінником.

Для боротьби з гідратоутворенням найбільш ефективним є застосування антигідратних інгібіторів по замкнутому циклу з наступною регенерацією. Як антигідратні інгібітори найчастіше використовуються метанол, гліколі і водні (30-35%) розчини хлористого кальцію густиною 1270-1300 кг/см³.

Фізичні характеристики даних реагентів приведені в таблиці 4.4.

Таблиця 4.4. Фізико-хімічні властивості інгібіторів гідратоутворення.

Параметри	Метанол	ДЕГ	ТЕГ
В'язкість при температурі 20°С, мПа*с	0,6	35,7	47,8
Густина при температурі 20°С, кг/м^3	793,1	1118,4	1125,4
Температура кипіння, °С	64,5	244,8	287,4
Температура замерзання, °С	-97,7	-8	-7,2
Молекулярна маса	32,04	106,12	150,17

Високоефективним інгібітором гідратоутворення є метанол. Він

характеризується здатністю значно знижувати температуру гідратоутворення

і швидко розкладати гідратні пробки, змішуватися з водою в будь-яких

співвідношеннях, має малу в'язкість і низьку температуру замерзання.

Дата добавления: 2015-08-10