Технологический регламент по эксплуатации Газоконденсатного промысла № 22
Разработка технологического регламента по эксплуатации Газоконденсатного промысла №22. Обеспечение промышленной безопасности, работоспособности и надежности производственного объекта. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.05.2011 |
| Размер файла | 74,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- Введение
- Перечень принятых сокращений
- Общая характеристика производственного объекта
- Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
- Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта
Введение
Технологический регламент по эксплуатации Газоконденсатного промысла №22 разработан в соответствии с приложением 6 ПБ-08-624-03.
Основанием для разработки технологического регламента является создание в составе ООО "Газпром добыча Уренгой" филиала Газопромыслового управления по разработке ачимовских отложений (Приказ № 1337 от 17.11.2009г.).
Технологический регламент по эксплуатации ГКП-22 является документом, содержащим требования к эксплуатации промысла с целью поддержания оптимальных параметров работы скважин, установки подготовки газа и системы сбора природного газа, обеспечения достигнутого уровня надёжности, безопасности, производственной санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны окружающей среды.
Данный документ является обязательным для всех организаций, осуществляющих его эксплуатацию, а также: сторонних ведомств и организаций независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности, взаимодействующих и эксплуатирующими ГКП-22.
Технологический регламент по эксплуатации Газоконденсатного промысла №22 соответствует проектным техническим решениям, выполненным ООО "ТюменНИИгипрогаз", г. Тюмень, исполнительной технической документации, действительным характеристикам и условиям работы промысла, нормам и требованиям действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов: СНиП, стандартов, технических условий, Правил безопасности, Правил технической эксплуатации сооружений и оборудования, норм и Правил пожарной безопасности.
Срок действия регламента устанавливается 5 лет.
Технологический регламент пересматривается по истечении срока его действия, при изменении состава документации, регламентирующей порядок эксплуатации ГКП-22, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему (при реконструкции) и в режимы работы промысла.
Целью настоящего Регламента является обеспечение промышленной безопасности, работоспособности и надежности газоконденсатного промысла.
Настоящий Регламент устанавливает нормы и требования по:
§ Техническому уровню процессов сбора, подготовки газа и газового конденсата;
§ Физико-химическим и теплофизическим свойствам веществ, сред и смесей;
§ Технической эксплуатации скважин, системы сбора и установки УКПГ, поддержанию и регулированию параметров;
§ Устранению неполадок и ликвидации аварийных ситуаций во время эксплуатации объекта;
§ Контролю основных параметров работы и надежности оборудования (дистанционный контроль параметров, телемеханизация, дефектоскопия и т.д.);
§ Пуску и остановке скважин, системы сбора и УКПГ.
§ Охране окружающей среды;
При выполнении работ, непредусмотренных настоящим Регламентом (электрогазосварочные работы, строительно-монтажные, земляные и др.), организация, эксплуатирующая ГКП-22, должна руководствоваться другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
На основании и в соответствии с требованиями настоящего Регламента эксплуатирующая организация и структурные подразделения организуют разработку новых или корректировку действующих технических условий, регламентов, производственных инструкций и другой документации.
Работники организаций, на которые распространяется действие Регламента, несут персональную ответственность за соблюдение требований настоящего Регламента в пределах возложенных на них обязанностей.
Нарушение положений настоящего Регламента влечет за собой дисциплинарную, административную или уголовную ответственность, установленную действующим законодательством.
Утвержденный Технологический Регламент хранится в производственно-техническом отделе ООО "Газпром добыча Уренгой" Газопромыслового управления по разработке ачимовских отложений. Копии и выписки из ТР, заверенные производственно-техническим отделом, передаются для руководства и ведения технологического режима руководителям газоконденсатного промысла №22, а также другим заинтересованным структурным подразделениям и сторонним организациям. Копии ТР и выписки из ТР должны храниться в кабинете начальника цеха ГКП-22 и на рабочем месте оператора в операторной УКПГ.
Перечень принятых сокращений
В настоящем Регламенте использованы следующие сокращения:
|
РФ |
Российская Федерация |
|
|
ГПУпРАО |
Газопромысловое управление по разработке ачимовских отложений |
|
|
ГКП |
Газоконденсатный промысел |
|
|
мрд. м3/год |
Миллиард кубических метров в год (при стандартных условиях, т.е.: 20.0 0C, 0,1013 МПа) |
|
|
млн. м3/сут |
Миллионов кубических метров в сутки (при стандартных условиях, т.е.: 20.0 0C, 0,1013 МПа) |
|
|
млн. т/год |
Миллионов тонн в год (при стандартных условиях, т.е.: 20.0 0C, 0,1013 МПа) |
|
|
ТР |
Технологический регламент |
|
|
ОПЭ |
Опытно-промышленная эксплуатация |
|
|
УКПГ |
Установка комплексной подготовки газа |
|
|
ГОСТ |
Государственный стандарт Российской федерации |
|
|
ЗПА |
Здание переключающей арматуры |
|
|
УЗОУ |
Узел запуска очистных устройств |
|
|
УПОУ |
Узел приема очистных устройств |
|
|
ОУ |
Очистное устройство |
|
|
УЗРА |
Узел замерно-регулирующей арматуры |
|
|
ЗРЛ |
Замерно-регулирующая линия |
|
|
СУФА |
Станция управления фонтанной арматурой |
|
|
ФА |
Фонтанная арматура |
|
|
ЗРА |
Здание регулирующей арматуры |
|
|
ПКО |
Подземный клапан-отсекатель |
|
|
НЗ |
Надкоренная задвижка |
|
|
БЗ |
Боковая задвижка |
|
|
ГФ |
Горизонтальный факел |
|
|
АВО |
Аппарат воздушного охлаждения |
|
|
КИПиА |
Контрольно измерительные приборы и автоматика |
|
|
ПИРГ |
Пункт измерения расхода газа |
|
|
Блок ГСН |
Блок подготовки газа собственных нужд |
|
|
ГСН |
Газ собственных нужд |
|
|
БЕ |
Буферные емкости |
|
|
БИЛ |
Блок измерительных линий |
|
|
БКК |
Блок контроля качества |
|
|
ПУ |
Поверочное устройство |
|
|
СОИ |
Система обработки информации |
|
|
УУГК |
Узел учета газового конденсата |
|
|
УНД |
Установка насосная дозировочная |
|
|
ЗРУ |
Закрытое распределительное устройство |
|
|
АСУ ТП |
Автоматизированная система управления технологическим процессом |
|
|
МПГК |
Межпромысловый газовый коллектор |
|
|
ГСК |
Газосборный коллектор |
|
|
АРМ |
Автоматизированное рабочее место |
|
|
САПКЗ |
Система автоматизированного пожарообнаружения и контроля загазованности |
|
|
ПВО |
Противовыбросовое оборудование |
|
|
ПЛА |
План ликвидации аварий |
|
|
ПДК |
Предельно допустимая концентрация |
|
|
ДПД |
Добровольная пожарная дружина |
|
|
НКПВ |
Нижний концентрационный предел воспламенения |
|
|
ЛВЖ |
Легковоспламеняющие жидкости |
|
|
ГЖ |
Горючие жидкости |
|
|
СИЗ |
Средства индивидуальной защиты |
|
|
СКЗ |
Средства коллективной защиты |
|
|
ПТМ |
Пожарно-технический минимум |
|
|
ПТК |
Пожарно-техническая комиссия |
|
|
ПДК по ОТиПБ |
Постоянно-действующая комиссия по охране труда и промышленной безопасности |
|
|
ПГ |
Пожарный гидрант |
|
|
ПК |
Пожарный кран |
|
|
ПВ |
Пожарный водоем |
|
|
ПЧ |
Пожарная часть |
|
|
ВК |
Водопроводная сеть - кольцевая |
|
|
ВТ |
Водопроводная сеть тупиковая |
|
|
ОП |
Огнетушитель порошковый |
|
|
ОУ |
Огнетушитель углекислотный |
|
|
ПК |
Пожарный контроллер |
|
|
ИП |
Извещатель пожарный |
|
|
ПШ |
Противогаз шланговый |
|
|
ИП |
Изолирующий противогаз |
|
|
КИП |
Кислородно-изолирующий противогаз |
Общая характеристика производственного объекта
Полное наименование объекта - Газоконденсатный промысел №22 ООО "Газпром добыча Уренгой" Газопромысловое управление по разработке ачимовских отложений.
Газоконденсатный промысел введен в действие в 2009 году.
Разработчиком технологического процесса и проекта "Обустройство второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского на период опытно-промышленной эксплуатации" является ООО "ТюменНИИгипрогаз" (2006 год).
Производительность установки комплексной подготовки газа ГКП-22 по пластовому газу принята не менее 3.2 млрд. м3/год. УКПГ состоит из трех (две рабочие и одна резервная) ниток максимальной производительностью по 5.0 млн. м3/сут., то есть максимальная производительность УКПГ равна 3.65 млрд. м3/год. Ожидаемый уровень добычи по промыслу составляет около 3.48 млрд. м3/год. Диаметры технологических трубопроводов УКПГ рассчитаны исходя из производительности трех технологических линий. Максимальная производительность УКПГ по нестабильному конденсату с учетом подачи конденсата от перспективной "северной" УКПГ составит до 1.67 млн. т/год (по добыче) или около 1.50 млн. т/год по выходу с УКПГ. На период ОПЭ максимальная производительность УКПГ по пластовому газу составит 2.675 млрд. м3/год (2.562 млрд. м/год по подготовленному газу). По нестабильному конденсату - до 0.88 млн. т/год (по добыче) или около 0.806 млн. т/год по выходу с УКПГ.
УКПГ ГКП-22 предназначена для подготовки газа ачимовских отложений до параметров, предусмотренных ОСТ 51.40-93 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам" и газового конденсата в соответствии с требованиями ТУ 0271-002-05751745-2003.
технологический регламент эксплуатация газоконденсатный
Организацию работ по эксплуатации Газоконденсатного промысла №22 осуществляет эксплуатирующая организация - ООО "Газпром добыча Уренгой" филиал "Газопромысловое управление по разработке ачимовских отложений".
Эксплуатация ГКП-22 поднадзорно Ростехнадзору России, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора, уполномоченным Правительством РФ.
Деятельность по эксплуатации ГКП-22 разрешается при наличии лицензии, выдаваемой органами Государственного надзора.
При эксплуатации ГКП-22 должны быть обеспечены:
§ Безопасность объекта и оборудования;
§ Надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;
§ Систематический контроль работы объекта и его узлов, принятие мер по поддержанию установленного режима подготовки газа и газового конденсата;
§ Разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь газа, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;
§ Организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования объекта;
§ Экологическая безопасность объектов ГКП-22.;
§ Выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;
§ Обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала Правил охраны труда и промышленной безопасности;
§ Готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;
§ Готовность постоянного лабораторного контроля производства с паспортизацией качества выпускаемой продукции и экологическим мониторингом промобъектов Управления.
Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Характеристики исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции, обращающихся в производстве, приведены в таблице 2.1.
Все эти вещества являются опасными, способными при авариях вызвать взрыв и (или) пожар, а также оказать вредное воздействие на организм человека.
Природный газ - горючий газ, образующий с воздухом взрывоопасную газовоздушную смесь с пределом взрываемости от 5 до 15 %. Сырая газоконденсатная смесь - тяжелее воздуха. Подготовленный к транспорту осушенный газ (газ сепарации) - легче воздуха.
Метанол, который применяется на УКПГ в качестве ингибитора гидратообразования, - легковоспламеняющаяся жидкость, пары метанола тяжелее воздуха, метанол при испарении взрывоопасен, образует с воздухом взрывоопасную смесь с широким пределом взрываемости.
Диэтиленгликоль, который применяется на УКПГ в качестве компонента низкозамерзающей жидкости (антифриза) в подогревателях конденсата ПБТ-1,6М, - горючая жидкость.
Топливо дизельное - легковоспламеняющаяся жидкость, пары дизельного топлива - тяжелее воздуха, образуют с воздухом взрывоопасную смесь.
Газовый конденсат - легковоспламеняющаяся жидкость, пары газового конденсата - тяжелее воздуха, образуют с воздухом взрывоопасную смесь.
Воздух для питания средств КИП и А поточного хроматографа узла учета газового конденсата, отвечающий требованиям ГОСТ 24484-80*, ГОСТ 17433-80*.
Азот газообразный, применяемый для продувки колонок поточных хроматографов, заполнения аппаратов и трубопроводов при подготовке их к ремонту и для подачи в аварийной ситуации в факельные коллекторы, отвечающий требованиям ГОСТ 9293-74* (ИСО 2435-93)"Азот газообразный и жидкий".
Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы человека. Главная опасность метанола - присущий ему характерный запах и вкус, аналогичный запаху и вкусу винного (этилового) спирта, в связи, с чем возможен его ошибочный прием в качестве спиртного напитка. При приеме внутрь: 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30 г. - смертельное отравление.
Для исключения ошибочного применения метанола в качестве спиртного напитка, в метанол добавляется одорант - этилмеркаптан (С2Н5SН) в соотношении 1: 1000, пленкообразующую нерастворимую в метаноле легкую жидкость-керосин в соотношении 1: 100 и химические чернила или другой краситель темного цвета, стойкое, хорошо растворяющееся в метаноле. При работе с метанолом следует обязательно пользоваться средствами индивидуальной защиты (защитные очки по ГОСТ Р 12.4.013-97, резиновые перчатки по ГОСТ 20010-93, спецодежда и обувь по ГОСТ 12.4.103-83, фильтрующий промышленный противогаз коробки марок А, М или БКФ по ГОСТ 12.4.121-83) *.
Все виды работ с метанолом проводить согласно СТО "Газпром" 2-2.3-143-2007, ОАО Газпром, 2007.
Таблица 2.1 - Характеристики исходного сырья, реагентов, материалов, изготовляемой продукции
|
Наименование сырья, реагентов, изготовляемой продукции |
Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий |
Показатели качества, обязательные для проверки |
Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ |
Область применения изготовляемой продукции |
||
|
Газ сырой |
Не нормируется |
1. Компонентный состав газа, % об. |
- |
Пластовая продукция ачимовских залежей Уренгойского ГКМ - сырье для получения товарной продукции УКПГ. |
||
|
2. Содержание метанола, УВ С3+, С5+, г/м3 |
- |
|||||
|
Газ осушенный |
ОСТ 51.40-93 |
1. Точка росы газа по влаге,°С |
1. Не выше минус 20* Не выше минус 10** |
Товарная продукция УКПГ |
||
|
2. Точка росы газа по углеводородам, єС |
2. Не выше минус 10* Не выше минус 5** |
|||||
|
3. Масса сероводорода, г/м3 |
3. Не более 0,007 |
|||||
|
4. Масса меркаптановой серы, г/м3 |
4. Не более 0,016 |
|||||
|
5. Объемная доля кислорода, % |
5. Не более 1,0 |
|||||
|
6. Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20°С и 101,325 кПа |
6. Не менее 32,5 |
|||||
|
Конденсат газовый нестабильный |
ТУ 0271-002-05751745-2003 |
1. Массовое содержание суммы компонентов С1 - С2, %: при температуре НТС до минус 20°С при температуре НТС ниже минус 20°С |
не более 13 не более 17 |
Товарная продукция УКПГ |
||
|
2. Массовое содержание компонентов С1-С6+, % |
Не нормируют, определение обязательно |
|||||
|
3. Молекулярная масса стабильной части конденсата, у. е. (г/моль) |
Не нормируют, определение обязательно |
|||||
|
4. Массовая доля воды, %, не более |
Группа 1 |
Группа 2 |
||||
|
0,50 |
1,00 |
|||||
|
5. Массовая доля механических примесей, %, не более |
Не более 0,05 |
|||||
|
6. Массовая концентрация хлористых, мг/дмі, не более |
Группа 1 |
Группа 2 |
||||
|
100 |
400 |
|||||
|
7. Массовая доля общей серы, %, не более |
Группа 1 |
Группа 2 |
||||
|
0,01 |
Не нормируют, определение обязательно |
|||||
|
8. Массовая доля сероводорода, %,**** |
Группа 1 |
Группа 2 |
||||
|
Не определяют |
Не нормируют |
|||||
|
9. Массовая доля меркаптановой серы, %**** |
Группа 1 |
Группа 2 |
||||
|
Не определяют |
Не нормируют |
|||||
|
10. Плотность при рабочих условиях, кг/м3 |
Не нормируют, определение обязательно |
|||||
|
11. Кажущаяся плотность при стандартных условиях, кг/м3 |
Не нормируют, определение обязательно |
|||||
|
12. Давление насыщения (давление начала кипения) при t=37.8 С0, кПа (мм. рт. ст.), не менее зимний период летний период |
93,3 (700) 66,7 (500) |
|||||
|
Топливо дизельное |
ГОСТ 305-82*, марка А |
1. Цетановое число, не менее |
45 |
|||
|
2. Фракционный состав: 50 % перегоняется при температуре, єС, не выше 96 % перегоняется при температуре (конец перегонки), єС, не выше 2. |
255 |
Топливо для аварийной дизельной электростанций, заправки автотранспорта |
||||
|
330 |
||||||
|
3. Температура застывания, єС, не выше. |
минус 55 |
|||||
|
4. Массовая доля серы, %, не более |
0,2 |
|||||
|
5. Иодное число, г иода на 100 г ДТ не более |
6 |
|||||
|
6. Содержание воды |
Отсутствие |
|||||
|
7. Содержание мехпримесей |
Отсутствие |
|||||
|
8. Температура вспышки (ЗТ), єС, не ниже |
30 |
|||||
|
9. Кислотность, мгКОН на 100см3, не более |
5 |
|||||
|
10. Плотность при 20 єС, кг/м3, не более |
830 |
|||||
|
Метанол |
ГОСТ 2222-95, марка Б |
1. Внешний вид |
Бесцветная, прозрачная жидкость без нерастворимых примесей. |
Ингибитор гидратообразования |
||
|
2. Плотность при 20 єС, г/смі |
0,791 - 0,792 |
|||||
|
3. Температурные пределы: предел кипения, єС |
64,0 - 65,5 |
|||||
|
"Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности" |
1. Внешний вид*** |
Чернильный |
||||
|
2. Запах*** |
Резкий, неприятный |
|||||
|
Диэтиленгликоль |
ГОСТ 10136-77*, марка Б |
1. Плотность при 20 єС, г/смі |
1,116 - 1,117 |
Компонент низкозамерзающих жидкостей - антифриза |
||
|
2. Массовая доля ДЭГ, %, не менее |
98,0 |
|||||
|
3. Массовая доля воды, %, не более |
0,2 |
|||||
|
Вторичный ДЭГ РДЭГ |
СТО 05751745-151-2009 ООО "Газпром добыча Уренгой" |
1. Плотность при 20 єС, г/смі |
1,113 - 1,121 |
|||
|
2. Массовая доля воды, % |
Не нормируется |
|||||
|
3. Массовая доля мехпримесей, мг/дм3 не более |
750,0 |
|||||
|
4. Число омыления, мг КОН на 1 г продукта |
10,0 |
|||||
|
5. Массовая доля хлоридов, г/дмі, не более |
20,0 |
* - период с 1 октября по 30 апреля;
** - период с 1 мая по 30 сентября (ОСТ 51.40-93)
*** - согласно п.4.7 СТО Газпром 2-2.3-143-2007 залив химических чернил, одоризация, производится на месте использования.
**** - Показатели 6,7 для группы 2 определяются только для КГН, содержащего более 0,01 % масс. сернистых соединений (в пересчете на общую серу).
Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта
Описание технологического процесса.
Сырой газ со скважин с устьевым давлением 22,0ч35,0 МПа и температурой 40-550С через фонтанную арматуру по выкидному трубопроводу поступает на узел замерно-регулирующей арматуры. Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления до необходимого рабочего давления шлейфа 10,0 - 14,2МПа. Сырой газ по шлейфам сбора природного газа поступает на установку комплексной подготовки газа.
Подготовка сырого газа, поступающего от кустов скважин, предусматривается на одном УКПГ. Технологическое оборудование по подготовке газа и газового конденсата размещается в цехе подготовки газа и конденсата. В цехе размещены три технологические линии (одна из которых является резервной). Единичная производительность каждой линии составляет 5 млн. м3/сутки. В цехе предусмотрена установка технологического оборудования разработки ДОАО ”ЦКБН" (г. Подольск).
Продукция от кустов скважин поступает на УКПГ на вход цеха запорно-переключающей арматуры по газосборным коллекторам (шлейфам). В состав ЗПА входят 14 регулирующих линий для приема газа от каждого куста скважин, из них пять линий на период ОПЭ и девять линий на перспективное подключение.
После ЗПА газ поступает в цех подготовки газа и конденсата в сепараторы входные технологических линий С1 (далее приведено описание для одной технологической линии). В С1.1 производится улавливание возможных жидкостных пробок, очистка газа от мехпримесей и жидкости, представляющей собой "тяжелую" фракцию газового конденсата (далее - конденсат), содержащего основную часть парафинистых соединений, а также метанольную воду. После С1.1 газ поступает в блок десорбера метанола К1.1, предназначенный для отдувки газом насыщенного метанола высокой концентрации, который принудительно подается в К1.1 насосом метанола. Подача метанола от насосной предусмотрена через блок дозирования ингибитора "ИНГ 4", расположенный в помещении технологической линии №3. В связи с высокой температурой входного потока газа в технологическую линию, после К1.1 предусматривается предварительное охлаждение газа аппаратом воздушного охлаждения газа ВХ3.1 После ВХ3.1 частично охлажденный газ поступает в теплообменник “газ-жидкость" Т3.1, затем в теплообменник первой ступени “газ-газ” Т1.1, где дополнительно охлаждается встречным потоком осушенного газа. Охлажденный в Т1.1 газ направляется в блок сепаратора промежуточного С2.1, где производится выделение жидкости, представляющей собой "облегченные" фракции газового конденсата и метанольную воду. После С2.1 газ поступает в теплообменник второй ступени Т2.1, где охлаждается встречным потоком осушенного газа.
Охлажденный газ после теплообменника Т2.1 направляется в блок эжекторов Э.1, где давление газа снижается до необходимого давления транспорта газа. За счет эжектирования на блоке эжекторов Э.1 низконапорного газа выветривания, поступающего от выветривателя В1.1 и буферных емкостей БЕ1.1…БЕ1.6 (далее БЕ1), высоконапорным газом от Т2.1 После Э.1 газ поступает в блок низкотемпературного сепаратора С3.1, где из газа производится выделение жидкости, представляющей собой "легкие" фракции газового конденсата и насыщенного метанола.
Низкая температура газа в С3.1 (до минус 30єС) обеспечивает точку росы газа по воде и углеводородам в соответствии с ОСТ 51.40-93. После С3.1 поток осушенного газа замеряется на замерном устройстве ЗУ1.3 и направляется последовательно в теплообменники Т2.1, Т1.1, где охлаждает встречный поток сырого газа. После теплообменника Т1.1 поток осушенного газа направляется на замер в коммерческий пункт измерения расхода газа и далее в газопровод внешнего транспорта. Регулирование производительности технологической линии производится регулятором расхода РР1.1, установленным на выходе осушенного газа из С3. Для предупреждения гидратообразования предусматривается подача метанола в поток сырого газа перед ВХ3.1, Т1.1, Т2.1, Т3.1, а также перед блоком эжекторов Э1.1 Подача метанола в указанные аппараты производится от панели распределения блоков подачи и распределения метанола соответственно БВМ1.1… БВМ1.5, установленных в помещении цеха.
Поток жидкости от С1.1, К1.1, С2.1 по уровню через регуляторы уровней РУ1.1, РУ1.2, РУ1.3, РУ1.3.1, РУ1.5 сбрасывается в блок разделителя жидкости Р1.1 для разделения на конденсат и метанольную воду. При большом количестве жидкость из С2.1 может подаваться на вход сепаратора С3.1 В Р1.1 производится разделение жидкости на газовый конденсат и метанольную воду (содержание метанола от 6 до 7 % массовых). Метанольная вода от Р1.1 по уровню через регулятор уровня РУ1.7 и регулятор давления РД1.12 сбрасывается на сантехнические сооружения УКПГ для утилизации. Конденсат от Р1.1 по уровню через регулятор уровня РУ1.8 сбрасывается в блок выветривателя В1.1 Давление газа в Р1.1 поддерживается регулятором РД1.9 Газ дегазации, выделившийся в Р1.1, замеряется и подается на вход низкотемпературного сепаратора С3.1
В разделителе низкотемпературного сепаратора Р2.1 производится разделение выделившейся жидкости на облегченный от тяжелых углеводородов ("легкий") газовый конденсат и насыщенный раствор метанола (содержание метанола до 60 %). Насыщенный раствор метанола по уровню в аппарате через регулятор давления РД1.6 сбрасывается на узел приема и подачи метанола в накопительно-расходные емкости, предусмотренные в составе узла приема и подачи метанола для последующей подачи его насосом на отдувку в блок десорбера метанола К1.1 "Легкий" газовый конденсат от Р2.1 по уровню через регулятор уровня РУ1.5 направляется в теплообменник Т3.1 для охлаждения сырого газа, откуда после нагрева до температуры выше начала кристаллизации парафинов (при необходимости) и далее сбрасывается в выветриватель В1.1 Давление газа в В1.1 поддерживается регулятором давления РД1.7, установленным в газовой обвязке В1.1 Выделившийся газ выветривания от В1.1 после регулятора РД1.7 подается в блок эжекторов Э1.1 через замерное устройство ЗУ1.1 Излишки газа при запирании эжектора из В1.1 сбрасываются на факел высокого давления Ф1 через кран Кр1.19. Газовый конденсат от В1.1 по уровню через регулятор уровня РУ1.6 направляется в буферные емкости БЕ1.
Газовый конденсат из блоков выветривателей В1.1, В2.1, В3.1 технологических линий №1, №2 и №3 поступает в буферные емкости БЕ1. Давление газа в БЕ1 поддерживается регулятором давления газа РД8.1.1 (РД8.1.3, РД8.1.5), установленным в здании регулирующей арматуры (ЗРА). Газ после РД8.1.1 (РД8.1.3, РД8.1.5) отправляется на вход пассивного газа блока эжекторов Э.1 На линии газа от БЕ1 предусмотрено замерное устройство ЗУ8.1.1 (ЗУ8.1.2, ЗУ8.1.3). При запирании эжектора и росте давления в БЕ1 предусматривается сброс излишек газа на факел через РД8.1.2 (РД8.1.4, РД8.1.6), открывающийся автоматически. При необходимости поддержание температуры газового конденсата обеспечивается подогревом теплоносителем через трубчатый подогреватель смонтированного в БЕ1.
От буферных емкостей газовый конденсат поступает на прием насосов Н1.1…Н1.7 станции насосной внешней перекачки газового конденсата (далее - насосная). Поддержание и регулирование уровня газового конденсата в буферных емкостях БЕ1 производится регулятором уровня РУ8.1.1, установленным на линии нагнетания насосов Н1.1…Н1.7 Для регулирования производительности насосной на выходном коллекторе устанавливается регулятор расхода жидкости РР8.1.1, предусматривающий перепуск части газового конденсата с выходного коллектора обратно в буферные емкости при режиме добычи конденсата менее производительности одного насоса. Регулирование заданного расхода газового конденсата производится по сигналам датчика расходомера, установленного на выходном коллекторе. После ЗРА газовый конденсат направляется на замер в узел учета газового конденсата, затем - на площадку подогревателей газового конденсата для нагрева.
В насосной предусматривается установка семи герметичных центробежных насосов Н1.1…Н1.7 Обвязка насосов позволяет использовать их для первичного заполнения конденсатопровода. Для вывода на рабочий режим насосов при их запуске предусмотрен трубопровод циркуляции конденсата с линий нагнетания насосов в БЕ1.
Подогрев газового конденсата перед отправкой в конденсатопровод производится в подогревателях ПБТ-1,6М.00.00.000, позволяющих подогревать продукт до температуры, способствующей исключению отложения парафинов на стенках конденсатопровода в процессе транспорта. По конденсатопроводу конденсат поступает на ЗПКТ.
Для защиты технологического оборудования цеха от превышения давления предусматривается установка предохранительных клапанов. Предохранительные клапаны устанавливаются: на регулирующих линиях газа в ЗПА, на низкотемпературном сепараторе, на блоке эжекторов для защиты от превышения давления пассивного газа, на разделителе жидкости, на выветривателе.
Для аварийного вытеснения газового конденсата из конденсатопровода внешнего транспорта предусмотрена подача осушенного газа от УКПГ с давлением до 7,5 МПа.
Перед плановым заполнением конденсатопровода предусматривается продувка конденсатопровода газом от УКПГ с давлением 0,5 МПа для вытеснения воздуха из конденсатопровода. Подача газа с давлением 0,5 МПа предусматривается от установки подготовки газа на собственные нужды.
Перед выводом в ремонт или при аварийных ситуациях предусматривается остановка и освобождение технологического оборудования и трубопроводов обвязки от давления сбросом газа на факел, от жидкости - сбросом жидкости в дренажные емкости. Для возврата в технологический процесс жидкости, сброшенной в дренажные емкости, предусматривается ее откачка из дренажных емкостей погружными насосами в накопительную емкость газового конденсата Е11, расположенную в узле сбора конденсата. Из Е11 насосами Н9, расположенными в блок-боксе насосной, жидкость подается в блок разделителя Р1.1 для последующего разделения.
Для продувки технологического оборудования и трубопроводов перед ремонтными работами предусмотрена подача азота.
Предусматривается также первичное заполнение конденсатопровода обратным потоком газового конденсата от Уренгойской ЗПКТ, не имеющего в своем составе парафиновых фракций.
Описание технологической схемы ГКП-22
Кусты скважин
Освоение ачимовских отложений в пределах второго опытного участка предусматривается проводить наклонно-направленными скважинами с пологим вскрытием продуктивных горизонтов Ач4 и Ач5. В пределах участка на период ОПЭ предусматривается бурение и ввод двадцати скважин, сгруппированных в пяти кустах.
Размещение скважин на Газоконденсатном промысле №22 производится кустовым методом. На каждом кусте от 3 до 5 скважин. Скважины в кусте располагаются вдоль продольной оси на расстоянии 70 м друг от друга.
Сырой газ от фонтанной арматуры скважин по выкидным линиям поступает в общий газосборный коллектор, по которому транспортируется на территорию УКПГ. Прогрев скважин, перед запуском в шлейф, до необходимой температуры производится на горизонтальный факел, после чего поток газа направляется на УКПГ.
В таблице 3.1 приведены количество кустов и скважин ГКП-22.
Таблица. Количество кустов и скважин
|
№ куста |
Кол. скважин, шт. |
№ скважин |
|
|
208 |
4 |
2081, 2082, 2083, 2084 |
|
|
209 |
5 |
2091, 2092, 2093, 2094, 2095. |
|
|
211 |
4 |
2114, 2111, 2112,2113. |
|
|
212 |
4 |
2121, 2122, 2123, 2124. |
|
|
213 |
3 |
2131, 2132, 2133. |
Ниже приведено техническое описание конструкции скважины 2114 куста 211. Типовые конструкции скважин ГКП-22 приведены в приложении №1 (на 4-х листах).
§ Тип скважины - вертикальная;
§ Забой - 3716 м;
§ Ш 426 мм кондуктор - 450 м. Зацементирован до устья. Давление опрессовки - 6,5 МПа;
§ Ш324 мм техническая колонна - 1347,6 м. Зацементирована до устья. Давление опрессовки - 23,61 МПа;
§ Ш245 мм эксплуатационная колонна - 3539 м Зацементирована до устья. Давление опрессовки - 51,84 МПа, межколонное, колонное пространство опрессовано на давление - 4 МПа, межпакерное пространство опрессованно на давление - 29,28 МПа.
§ Ш177,8 мм "хвостовик" с фильтром установлен в интервале 3443,6-3715,5м - не цементировался
§ Хвостовик. В таблице 3.2 представлена компоновка хвостовика скважины №2114.
Таблица 3.2 - Компоновка хвостовика скважины №2114
|
Диаметр, мм |
Интервал спуска, м |
Длина секции, м |
Тип резьбы |
Группа прочности |
Толщина стенки, мм |
|
|
1тр.177,8 +герм. узел+башм. |
3715,5-3704 |
11,5 |
JFE BEAR |
С-95 NT |
8,05 |
|
|
177,8 (фильтр) |
3704-3600,6 |
103,4 |
JFE BEAR |
С-95 NT |
8,05 |
|
|
177,8 |
3600,6-3452,8 |
147,8 |
JFE BEAR |
С-95 NT |
8,05 |
|
|
"BAKER HUGHES" |
3452,8-3443,6 |
9,2 |
§ Продуктивные пласты вскрыты в интервалах:
Ач-3-4 3601,2 - 3625,8м (а. о.3533,58 - 3558,18м);
Ач-5 3635 - 3699,6м (а. о.3567,37 - 3631,96м).
§ Пластовые давления:
на глубине 3601,2м - 58,91 МПа;
на глубине 3635м - 59,5 МПа.
§ Хвостовик с фильтром перфорирован в интервалах: 3648-3651м; 3658-3661м; 3664-3676м; 3614-3617м; 3619-3625м; 3637-3646м.
§ Устье оборудовано:
Колонная головка - КГ (ВМЗ) - ОКК2-700-245х324х426 К1 ХЛ;
ФА (ВМЗ) - АФК6 - 80х700 К1 ХЛ.
Устьевое оборудование опрессовано на давление - 51,81 МПа.
Принципиальная технологическая схема обвязки куста скважин, совмещенная со схемой автоматизации, приведена в приложении №2.
Обвязка скважин куста предусматривает:
§ Возможность управления фонтанной арматурой (надкоренной задвижкой (НЗ), боковой задвижкой (БЗ) и подземным клапаном отсекателем КПО), в автоматическом режиме и в ручном с помощью станции управления фонтанной арматурой (СУФА);
§ автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа и снижения давления ниже 10МПа или увеличения давления газа более 15МПа клапаном - отсекателем КО1.1-КО1.5, с помощью станции управления клапаном отсекателем.
§ Снижение давления газа до величины Рраб. =14,2-14,4МПа клапаном регулятором давления "MOKVELD" РД1.1-РД1.5;
§ Установку датчиков давления до и после регуляторов давления, а также на коллекторе куста;
§ Установку предохранительных клапанов БПК1.1-1.5 для защиты шлейфа от превышения давления свыше 15,8МПа;
§ Отвод газа на факел при продувке скважин и при срабатывании предохранительных клапанов;
§ Замер дебита скважин замерным устройством Гиперфлоу;
§ Возможность подключения передвижного замерного сепаратора для проведения исследовательских работ по каждой скважине.
Исходя из удобства монтажа, обслуживания и контроля, технологическое оборудование комплекта обвязки каждой скважины куста размещается в узле замерно-регулирующей арматуры (ЗРА), расположенном в начале куста скважин.
Все выкидные линии скважин заводятся на площадку ЗРА и подключаются к замерно-регулирующим линиям (ЗРЛ), количество которых соответствует количеству скважин. Основное назначение ЗРЛ - защита шлейфов от превышения рабочего давления 14,2-14,4 МПа. Расчетное давление шлейфов принято равным 16,0 МПа.
Система управления фонтанной арматурой (СУФА)
На обвязке устья скважины установлена фонтанная арматура управляемая от станции управления фонтанной арматурой (СУФА).
Станция предназначена для дистанционного, автоматического и ручного управления подземным клапаном-отсекателем (ПКО1.1-ПКО1.5), надкоренной задвижкой (НЗ), боковой задвижкой (БЗ).
В качестве рабочей жидкости для управления фонтанной арматурой используется полиметилсилоксан ПМС-20. Давление рабочей жидкости подаваемой в гидроцилиндры боковой и надкоренной задвижек составляет 14-21МПа. Давление рабочей жидкости подаваемой в гидроцилиндр подземного клапана отсекателя - 65МПа. Для предотвращения разрыва трубопровода управляющей линии подземного клапана установлен предохранительный клапан на давление срабатывания 71,5МПа.
Станция управления имеет в своём составе:
§ Обогреваемый шкаф управления с запорно-регулирующей арматурой и тремя блоками управления, насосно - аккумуляторную установку;
§ Три выносных клапана контроля низкого и высокого давления (пилоты);
§ Трех предохранительных пробок с плавкой вставкой.
Насосно - аккумуляторная установка станции предназначена для создания и поддержания в гидросистеме необходимого давления рабочей жидкости, заполнения пневмогидроаккумулятора (ПГА) и распределения рабочей жидкости по линиям управления. ПГА предназначены для создания и поддержания заданного давления при отключении электроэнергии. В станции предусмотрены два гидравлических насоса - один рабочий и один резервный.
Запуск скважины в работу (открытие ПКО, НЗ, БЗ) производится только в местном ручном режиме.
ФА открывается в следующей последовательности:
§ ПКО1.1-ПКО1.5 - подземный клапан одной из скважин куста;
§ НЗ - надкоренная задвижка обвязки устья одной из скважин;
§ БЗ - боковая задвижка обвязки устья одной из скважин.
§ Закрытие ФА происходит в следующей последовательности:
§ БЗ - боковая задвижка обвязки устья одной из скважин
§ НЗ - надкоренная задвижка обвязки устья одной из скважин;
§ ПКО1.1-ПКО1.5 - подземный клапан одной из скважин куста;
Интервал времени между последовательным закрытием БЗ, НЗ, ПКО регулируемый и составляет:
10-40 секунд от момента закрытия БЗ до закрытия НЗ;
10-40 секунд от момента закрытия НЗ до закрытия ПКО.
Станция СУФА обеспечивает автоматическое отключение скважины куста, закрытие БЗ, НЗ, ПКО, в следующих случаях:
§ При уменьшении давления сырого газа в газосборном коллекторе, после клапана регулятора РД1.1-РД1.5 до 9,0МПа (при этом происходит снижение давления в гидросистеме до 0,35МПа);
§ При повышении температуры свыше 1400С в месте расположения предохранительной плавкой пробки в случае пожара;
Для открытия клапана-отсекателя необходимо: закрыть устьевую запорную арматуру, создать необходимое давление в контрольной линии управления, при этом потоковая трубка сместиться вниз и откроет уравнительный клапан. В течение некоторого времени произойдет выравнивание давления над и под клапаном, после чего клапан откроется автоматически. При этом необходим постоянный контроль давления в НКТ и линии управления. Если при выравнивании давления, давление в НКТ вырастает, это необходимо учесть для открытия клапана - отсекателя. Давление в линии управления должно быть увеличено.
Если уравнительный клапан забит шламом, окалиной, парафином, гидратом, то для выравнивания давления под и над клапаном - отсекателем, надавить цементировочным агрегатом в НКТ и создать давление в контрольной линии.
Для закрытия клапана - отсекателя необходимо: закрыть устьевую запорную арматуру, произвести плавное стравливание давления в линии управления.
Станция управления клапаном отсекателем КО1.1 (КО1.2-КО1.5)
Клапан-отсекатель разработан и поставлен ОАО "Корвет".
Клапан-отсекатель смонтирован на трубопроводе подачи сырого газа после фонтанной арматуры.
Клапан-отсекатель КО1.1 предназначен для прекращения подачи сырого газа в автоматическом режиме при понижении и повышении давления газа в ГСК до 10,0 МПА и 15,0 МПА соответственно или дистанционно из операторной УКПГ при аварийных ситуациях.
Управление клапаном-отсекателем производится при помощи гидропривода RA-3-18-WC, который установлен на корпусе самого клапана.
Управление гидроприводом осуществляется от станции управления клапаном-отсекателем КО1.1 (КО1.2-КО1.5).
Станция управления клапаном-отсекателем смонтирована в отдельном металлическом шкафу, который расположен в районе каждого трубопровода подачи сырого газа от скважины.
Для контроля давления сырого газа к каждой станции управления клапаном-отсекателем подведен газ по импульсной трубке через мембранный разделитель и запорную арматуру от трубопровода подачи сырого газа.
В качестве гидравлической жидкости, закачиваемой в гидропривод клапана-отсекателя, используется незамерзающая жидкость ПМС-20.
Закачка гидравлической жидкости в гидропривод клапана-отсекателя осуществляется от станции управления при помощи встроенного насоса. Также закачка гидравлической жидкости в гидропривод клапана-отсекателя может быть произведена при помощи переносного гидравлического насоса, который может быть установлен на раме металлического шкафа станции управления. Для закачки гидравлической жидкости при помощи переносного гидравлического насоса необходимо повернуть тумблер ручного селекторного клапана в положение "перекачка от переносного гидравлического насоса".
Технологические трубопроводы кустов скважин
Технологические трубопроводы площадки кустов скважин ГКП-22 смонтированы надземным способом на металлических опорах общими эстакадами в одном коридоре с кабельными коммуникациями. Эстакада коридора технологических трубопроводов располагается по одну сторону от оси куста. Проезд транспорта на эту территорию запрещается.
В обвязке от устья скважины до отключающей электроприводной задвижки ЗД3.1…ЗД3.3 используются трубы Ш114х18 мм, рассчитанные на давление 70,0 МПа (максимальное давление насосного агрегата). Участки трубопроводов от ЗД3.1…ЗД3.5 до общего выходного коллектора куста скважин применяются трубы Ш 114х8 мм, рассчитанные на рабочее давление 20,0 МПа.
Продувочный факельный трубопровод проложен с уклоном 0,003 в сторону горизонтального факела, рассчитанные на статическое давление скважин 41,01 МПа. Регулирование скорости продувки скважины производится регулятором давления РД2.1, установленным перед горизонтальной горелкой.
Трубопровод сброса газа от предохранительных клапанов, а также трубопровод сброса газа от обвязки ЗРА, проложен индивидуально до факельного амбара с уклоном в его сторону.
Вся запорно-регулирующая арматура установлена исполнения ХЛ для эксплуатации в районах с холодным климатом (до минус 60єС).
Все трубопроводы, за исключением трубопроводов метанола, факельных трубопроводов продувки скважин и сброса газа на горизонтальный факел, теплоизолируются. Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов на горизонтальный факел предусмотрены с электрообогревом. Тепловая изоляция надземных участков технологических трубопроводов выполнена из минераловатных прошивных матов марки 100 по ГОСТ 21880-94* толщиной 50 мм с покрывным слоем из оцинкованной стали толщиной 0,5 мм. Перед теплоизоляцией на все трубопроводы нанесен слой антикоррозионного покрытия из грунтовки ФЛ-03К по ГОСТ 9109-81* в два слоя.
Технологические трубопроводы и арматура окрашены в соответствии с ГОСТ 14202-69 "Цвета сигнальные и знаки безопасности" и обеспечены предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводах нанесены стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
Для разрыва электропроводности между подземными и надземными участками трубопроводов на границе куста на шлейфе и метанолопроводе установлены электроизолирующие вставки, надземные участки технологических трубопроводов площадки куста скважин при прокладке на опорах предусматривают установку электроизолирующих прокладок из паронита между опорой и телом трубы, предотвращающих прямой контакт металла опоры и трубы.
Описание технологической схемы кустов скважин
Сырой газ со скважин с устьевым давлением 22,0 35,0 МПа и температурой 40-550С через фонтанную арматуру ФА1-ФА5 по трубопроводу ГС1 114х18 поступает на узел замерно-регулирующей арматуры.
Схема движения газа при нормальной работе скважины:
ПКО1.1-ПКО1.5 ФА1-ФА5 клапан-отсекатель КО1.1…КО1.5 задвижки ЗД1.2, ЗД1.4, ЗД1.6, ЗД1.8, ЗД1.10 регуляторы давления РД1.1…РД1.5 электрозадвижки ЗД3.1…ЗД3.5 расходомерный узел "Гиперфлоу" ЗУ1.1…ЗУ1.5 обратные клапана ОК1.1…ОК1.5 задвижки ЗД4.1…ЗД4.5 трубопровод газа в шлейф УКПГ Ш219х14.
Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления РД1.1…РД1.4 до необходимого рабочего давления шлейфа 10,0 - 14,2 МПа. В обвязке схемы применены регулирующие клапаны с электроприводом. Давление газа до и после регуляторов давления измеряется техническими манометрами и составляет: до регуляторов 22,0-35,0 МПа, после регуляторов 10,0 - 14,20 МПа.
При нарушении в режиме работы регуляторов давления РД1.1…РД1.5 и росте или падении давления газа после них, производится защита регулирующих линий скважин и шлейфа клапанами-отсекателями, поз. КО1.1…КО1.5 Клапан отсекатель КО1.1 предназначен для прекращения подачи сырого газа в автоматическом режиме при понижении давления газа в ГСК до 10МПа или повышении давления газа до 15,0 МПа или дистанционно из операторной УКПГ при аварийных ситуациях.
Управление клапаном отсекателем КО1.1 производится при помощи гидропривода RA-3-18-WC, который установлен на корпусе самого клапана. Управление гидроприводом осуществляется от станции управления клапаном отсекателем КО1.1.
При нарушении режима работы КО1.1…КО1.5 и продолжающемся росте или падении давления газа производится закрытие электроприводных задвижек шиберных с электроприводом ЗД3.1…ЗД3.5 Давление закрытия ЗД3.1…ЗД3.5: нижний предел - 9,5 МПа, верхний-15,5 МПа.
При нарушении режима работы электроприводных задвижек ЗД3.1…ЗД3.5 и продолжающемся росте давления в шлейфах срабатывают предохранительные клапаны БПК1.1…БПК1.5 Давление срабатывания БПК1.1 …БПК1.5 составляет 15,8 МПа.
Для предотвращения гидратообразования от насосной метанола УКПГ через ЗПА на кусты скважин по метанолопроводу подаётся метанол.
От гребенки куста, метанол подаётся:
§ Под сёдла предохранительных клапанов БПК1.1…БПК1.5;
§ Перед краном Кр1.7 на входе передвижного замерного сепаратора;
§ Перед секущим краном Кр1.9 линии сброса газа на факел от передвижного замерного сепаратора.
Схема подачи метанола к предохранительным клапанам БПК1.1…БПК1.5:
метанол от насосной УКПГ метанолопровод Ду57х4 отсекающая задвижка ЗД5.1 счетчик СЧ1.1 задвижка ЗД5.2 краны с электроприводом Кр2.1…Кр2.5 (для распределения метанола по БПК1.1…БПК1.5) регулирующие клапаны с ручным приводом РД4.1…РД4.5 обратные клапана ОК2.1…ОК2.5 вентили В1.1…В1.5 предохранительные клапана БПК1.1…БПК1.5.
Схема подачи метанола к передвижному замерному сепаратору:
метанол от насосной УКПГ отсекающая задвижка ЗД5.1 вентиль В1.6 обратный клапан ОК2.6 кран Кр1.7 БРС1.2 вход передвижного сепаратора.
Схема подачи метанола в трубопровод сброса газа на горизонтальный факел с выхода передвижного замерного сепаратора:
метанол от насосной УКПГ отсекающая задвижка ЗД5.1 трубопровод метанола Ш57х4 вентиль В1.5 обратный клапан ОК2.5 кран Кр1.9 на трубопроводе ГФ2.
Контроль расхода метанола осуществляется счетчиком СЧ1.1, установленным на входе метанола на кусты.
Для контроля за дебитом скважин каждая замерно-регулирующая линия оборудуется расходомерным узлом "Гиперфлоу". Для защиты от снежных заносов расходомерные узлы установлены в теплоизолированных шкафах.
Для ингибирования забоя скважин при выводе их на рабочий режим или перед исследовательской работой в устьевой обвязке скважин предусмотрена подача метанола от передвижного насосного агрегата.
Обвязка задавочных линий для глушения скважин предусматривает закачку задавочной жидкости как в НКТ, так и в межтрубное пространство. Подключение задавочных линий скважин осуществляется через быстроразъемные соединения БРС2.1 БРС2.10. Задавочные линии оборудуются также обратными клапанами ОК3.1…ОК3.10 и отключающими задвижками ЗД2.1…ЗД2.10. Закачка задавочной жидкости производится из передвижных емкостей через временную задавочную линию, собираемую по месту из комплекта труб задавочного агрегата.
В районе площадок ЗРА предусмотрено место для установки передвижного исследовательского сепаратора для проведения исследовательских работ на скважинах. Подключение замерного сепаратора на площадке ЗРА происходит через краны Кр1.6…Кр1.8 Подключение выполняется быстроразъемными соединениями БРС 1.1 БРС 1.3 После окончания работ и отключения замерного сепаратора указанные краны пломбируются в закрытом положении.
Технологическая схема подачи газа на передвижной исследовательский сепаратор со сбросом газа на факел: трубопровод ГС2 (сброс газа с узла замерно-регулирующей арматуры на факел после обратных клапанов ОК1.1 ОК1.5) кран Кр1.7 быстросъемное соединение БРС1.2 газ на сепаратор сепаратор газ с сепаратора быстросъемное соединение БРС1.1 кран Кр1.6 трубопровод ГФ2 Ш89х6 кран Кр1.9 горизонтальный факел ФГ диафрагменный измеритель критических течений (ДИКТ).
Продувка скважин осуществляется по следующей схеме:
Фонтанная арматура ФА 1. ФА5 Клапан-отсекатель КО1.1…КО1.5 задвижка ЗД1.1, ЗД1.3, ЗД1.5, ЗД1.7, т ЗД1.9 ручной регулятор давления РД2.1 горизонтальный факел ФГ диафрагменный измеритель критических течений (ДИКТ).
На ЗПА поток сырого газа подаётся на горизонтальный факел УКПГ для прогрева шлейфа, после чего подаётся в поз.2 на одну из технологических ниток.
Горизонтальный факел ГФ (факельный узел куста) предназначен для сжигания пластовой смеси при продувке шлейфов, при проведении исследований и аварийных остановках (опорожнение обвязки скважин). Факельный узел куста скважин обвязан по временной схеме, согласованной с проектным институтом. Горизонтальный факел состоит из трубопровода высокого давления ГФ 1.1 (Рраб 41,01 МПА, 114х18мм) и низкого давления ГФ.2.1 (Рраб 16,0 МПа 89х6мм), с установленными на концах трубопроводов диафрагменных измерителей критического течения (ДИКТ). Контроль за давлением газа в линиях ГФ1.1 и ГФ2.1 осуществляется техническими манометрами.
Для предотвращения гидратообразования в трубное и затрубное пространство скважин подается метанол от передвижной насосной установки.
Для исследования скважин на каждом кусте предусмотрен узел подключения передвижной газосепарационной установки.
Для исключения гидратообразования при сбросе газа на факел в линию ГФ2.1, перед секущим краном Кр1.9 в поток газа подается метанол через обратный клапан ОК2.5, который предотвращает обратный поток газа.
Возможна подача газа с сепаратора непосредственно в шлейф газа на УКПГ:
газ с сепаратора быстросъемное соединение БРС1.3 обратный клапан ОК4.1 кран Кр1.8 трубопровод ГС2 Ш219х14 газ в шлейф на УКПГ.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции. Описание технологического процесса и его основные параметры. Материальные и энергетические расчеты. Техническая характеристика основного технологического оборудования.
курсовая работа [901,6 K], добавлен 05.04.2009Автоматизация технологического процесса литья под давлением термопластов. Характеристика продукции, исходного сырья и вспомогательных материалов. Описание технологического процесса. Технологическая характеристика основного технологического оборудования.
курсовая работа [45,2 K], добавлен 26.07.2009Характеристика сырья, полуфабрикатов и вспомогательных материалов, готовой продукции и отходов производства. Разработка принципиальной схемы производства. Материальный расчёт. Описание аппаратурно-технологической схемы. Технологическая документация.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 10.01.2009Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции. Описание технологического процесса и его основные параметры. Материальные и энергетические расчеты. Техническая характеристика основного технологического оборудования.
курсовая работа [509,9 K], добавлен 05.04.2009История спиртового завода и его достижения. Назначение основных и вспомогательных производств. Водоснабжение, электроснабжение, снабжение топливом. Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов. Стандарты на сырье и продукцию.
отчет по практике [85,6 K], добавлен 26.10.2013Описание производственного процесса изготовления полиэтиленовых газопроводных труб. Технологическая характеристика основного технологического оборудования. Характеристика исходного сырья и вспомогательных материалов, используемых при производстве труб.
дипломная работа [381,1 K], добавлен 20.08.2009Анализ текущего состояния разработки Губкинского газоконденсатного промысла, конструкции скважин. Расчет количества ингибитора для установки регенерации, анализ эффективности использования существующего оборудования для регенерации насыщенного метанола.
дипломная работа [5,4 M], добавлен 25.05.2019Оценка российского рынка мясных изделий, спрос на колбасные изделия. Технологический процесс производства вареных колбасных изделий, их рецептуры. Расчет сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов, их рациональное и максимальное использование.
курсовая работа [136,2 K], добавлен 25.02.2011Проектирование установки комплексной подготовки газа. Построение математической модели технологического процесса. Выбор критерия оценки эффективности средств контроля, управления. Определение передаточной функции объекта. Расчет исполнительного механизма.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.05.2014
