Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

дипломная работа

3.1 Обвязка устья скважины

На устье скважины установлена фонтанная арматура типа

АФК - 65 - 210 ГОСТ 13846 - 84.

1 - буферная задвижка; 2 - струнная задвижка; 3 - угловой регулируемый дроссель; 4 - надкоренная задвижка; 5 - коренная задвижка; 6 - трубная головка; 7 - колонная головка; 8 - шлейфовая задвижка; 9 - межструнная задвижка; 10, 11 - задвижки на задавочной линии; 12 - задвижка на факельной линии

Рисунок 3.1 - Типичная обвязка газовой скважины

Обвязка скважин позволяет проводить:

- поддержать режим работы скважин при заданных технологических параметрах;

- проводку скважин и шлейфа с последующим сжиганием газа и конденсата на факеле в амбаре;

- комплекс исследовательских работ;

- глушение скважины перед проведением ремонтных работ, или в случае возникновения аварии;

- измерение температуры и давления на устье скважины;

- отбор проб газа;

- подача метанола в трубное, затрубное пространство и в шлейф скважины.

Из-за разновременности задавки и продувки скважин, продувочная и задавочная линии объединены в общий коллектор. Температура на устье скважины измеряется с помощью ртутных термометров, давление - техническим манометром.

3.2 Схема сбора и подготовки продукции скважин принятая на месторождении

В соответствии с требованиями Мингазпром “Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа” система газосбора принимается лучевая с транспортом газоконденсатной смеси от устьев скважин до УКПГ по индивидуальным шлейфам.

Для предотвращения гидратообразования в шлейфах предусматривается централизованная система подачи метанола в газовый поток на устье скважин. Метанолопроводы выполняются из труб 574 ГОСТ 8732 - 93.

Распределение метанола по скважинам осуществляется дозировочными насосами, установленными на УКПГ.

На рисунке 3.2 изображена принципиальная схема главных потоков газа и обводненного газового конденсата на УКПГ.

Газ со скважин поступает на блоккомплектные газораспределительные гребенки по проекту ГП 366.17.00.000.

С гребенки газ поступает в коллектор напрямую, либо через узел замера скважин.

Узел замера состоит из жалюзийного газосепаратора ГИ 10.0-1000-1, дифференциального газового расходомера и ротационного счётчика жидкости.

После раздельного замера потоки газовой и жидкой фаз соединяются и направляются в коллектор главного потока газожидкостной смеси.

Капельная жидкость, выделившаяся в газосборных шлейфах и представляющая смесь газового конденсата, пластовой воды и ингибиторов гидратообразования под давлением Р = 9 МПа и с температурой t 0 0С поступает в сепаратор первой ступени.

Сепаратор С1 с оптимальной производительностью по газу 1,0 млн м 3/сут. принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.12.00.000 м.

После сепаратора С1 газ через теплообменник “труба в трубе” поступает на редуцирующий клапан. После редуцирующего клапана давление газа снижается до 5,5 МПа при соответствующем снижении температуры до минус 5 и минус 10 0С (в зависимости от времени года) и поступает на сепаратор второй ступени С2, в котором происходит более глубокая осушка газа от влаги и конденсата до параметров, требуемых ОСТ 51.40-93.

Сепаратор С2 принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 365.13.00.000 м.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема потоков газа и конденсата на УКПГ месторождения имени Р. С. Мирзоев

Сепаратор С3 принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 505.06.00.000.

Узел учета товарного газа принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.07.00.000.

До входа на узел учета в зависимости от требуемой глубины осушки, предусмотрен отвод газа на теплообменник ТТ.

Стабилизация давления в газовом потоке обеспечивается регулятором давления (до себя) на входе в гребенку магистрального газопровода.

На УКПГ предусмотрены 4 газовые линии с полным комплектом перечисленных аппаратов и устройств (из них 3 рабочие и 1 резервная).

Выделившаяся в сепараторах С1, С2, С3 жидкая фаза направляется на линию разделения и выветривания конденсата.

В блоккомплектном газовом подогревателе типа ПП-1,6 жидкая фаза нагревается до температуры плюс 35 0С и поступает в блок разделения и выветривания В-1, в котором при давлении 5,5 МПа из жидкости выделяется остаточный газ, захваченный в сепараторах.

Газ возвращается на сепаратор С2, а жидкая фаза на блок выветривания второй ступени В-2.

Параметры В-1 и В-2 приняты в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.17.00.000.

Выделившиеся на втором блоке выветривания конденсата тяжелые компоненты газа через регулятор давления направляются на прием эжектора. В эжекторе газ дожимается до давления 5,5 МПа и вновь направляется на сепаратор С2.

Жидкость с температурой плюс 25 0С поступает на атмосферный блок выветривания 3 ступени В-3.

Газ из блока В-3 через огневой предохранитель поступает на факел, а жидкость - в сырьевые резервуары Р1 и Р2, из которых насосами Н1 и Н2 откачивается в систему нефтесбора месторождения “ Даги ” и далее на установку подготовки нефти.

Делись добром ;)