Курсова робота
Аналіз і перспективи розробки та експлуатації Гринівського газового
родовища
Зміст
Вступ
1. Геолого-промислова характеристика родовища.
1.1. Загальні відомості про родовище.
1.2. Історія геологічної вивченості та розвідки родовища.
1.3. Склад і фізико – хімічні властивості природного газу.
2. Аналіз систем збору і промислової підготовки
свердловинної продукції.
2.1. Характеристика систем збору і облаштування покладу.
2.2.Гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній
свердловин.
2.3. Характеристика технології підготовки свердловинної продукції та
основного обладнання УКПГ. Робочі параметри УКПГ.
2.4. Характеристика якості підготовки свердловинної
продукції.
2.5. Висновки про стан роботи систем збору і підготовки свердловинної
продукції та рекомендації щодо його покращення.
3. Проектування заходів з підвищення ефективності роботи системи збору
та підготовки газу.
3.1. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин та оцінка утворення
в них гідратів.
3.2. Проектування заходів з попередження накопичення рідини і боротьба з
гідратоутворениями у викидних лініях свердловин.
3.3. Обґрунтування заходів по підвищенню ефективності підготовки
вуглеводневої продукції і зменшенню втрат газу і а інгібітору
гідратоутворення на УКПГ.
3.4. Технологічні розрахунки запропонованої технології підготовки газу.
3.5. Розрахунок регенерації інгібітора – абсорбента.
3.6. Розрахунок технологічних апаратів та установок комплексної
підготовки газу.
MACROBUTTON MTEditEquationSection2 Equation Chapter 2 Section 1 SEQ
MTEqn \r \h \* MERGEFORMAT SEQ MTSec \r 1 \h \* MERGEFORMAT SEQ
MTChap \r 2 \h \* MERGEFORMAT ВСТУП
Нафта і газ на даний час є основними енергоносіями. Широкого вжитку вони
набули тільки в XX столітті. їх використання мало великий вплив на
науково-технічний прогрес нашого віку. Практично немає такої галузі
економіки, де б не використовувались нафта, газ та продукти їх
переробки. На сьогоднішній день видобуток нафти ведеться майже в 80
країнах світу. Щорічний світовий видобуток досяг гігантських масштабів і
складає понад З млрд. тон нафти та близько 2 трлн. м3 газу.
Гринівське газове родовище знаходиться на завершальній стадії розробки.
На сьогодні з родовища видобуто близько двох третин запасів газу.
Не зважаючи на це на родовищі збережений досить значний експлуатаційний
фонд, тобто 26 видобувних свердловини. Видобутий газ із родовища іде на
потреби місцевих споживачів.
Завданням даної магістерської роботи є розгляд ряду питань щодо аналізу
і перспектив розробки та експлуатації Гринівського газового родовища.
Також, потрібно запроектувати заходи по дії на привибійну зону пласта і
по підвищенні якості промислової підготовки газу.
1. Геолого-промислова характеристика родовища.
1.1. Загальні відомості про родовище.
Гринівське газове родовище розташоване в Калуському районі
Івано-Франківської області (в кількох кілометрах від районного центру).
Родовище є досить старим і знаходиться на завершальній стадії
розробки.До пункту збору від родовища прокладена автомобільна дорога,
яка знаходиться на сьогодні в непоганому стані.
1.2. Історія геологічної вивченості та розвідки родовища.
Розвідувальні роботи на родовищі почалися в 1919 році. В 1939 році було
відкрито і введено в експлуатацію невелике Калуське газове родовище, яке
на сьогоднішній день повністю виснажене. На Гринівському піднятті перший
промисловий приплив газу був одержаний в 1952 році із свердловини 15.
Всього за період з 1952 по 1961 роки пробурено 25 свердловин, з яких 17
дали приплив газу, а 9 – передані в експлуатацію.
Гринівське газове родовище введене в експлуатацію в 1961 році. В межах
загального контура виділяються два обособлені поля – Гринівський і
Калуський куполи. Видобуток газу із свердловин, що експлуатувалися в
межах Калуського купола у звітних документах ДП “Прикарпаттрансгаз”
результуються до відбору газу свердловин Гринівського купола.
Експлуатаційне розбурювання родовища проводилось в 1965 – 1982 роках. На
початку 90-х пробурені свердловини 58 і 64 і в 1993 році вони були
введені в експлуатацію.
В 1994 році на південно – західній переклиналі родовища пробурена
розвідувальна сверловина 100.
На сьогодні експлуатаційний фонд складає 24 свердловини.
1.3. Склад і фізико – хімічні властивості природного газу.
Газ Гринівського родовища відноситься до типу сухих метанових газів.
Вміст метану в ньому станоновить 97.1 – 99.8 %. Пропанові фракції в газі
практично відсутні. Відносна густина газу в нормальних умовах складає
0.56.
Для прикладу, приведемо результати аналізу газу, зробленого в серпні
2000 року, які приведені в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 -Результати аналізу газу Гринівського газового родовища.
№ п/п Компонент (параметр) Величина
1 метан 99.0892
2 етан 0.0752
3 пропан 0.0227
4 ізо-бутан 0.0110
5 н-бутан 0.0079
6 вуглекислий газ 0.0294
7 азот 0.7676
8 відносна густина (при 200C, 760 мм.рт.ст) 0.563
9 нижча температурна здатність, ккал/м3 7930
2. Аналіз систем збору і промислової підготовки
свердловинної продукції.
2.1. Характеристика систем збору і облаштування покладу.
На Гринівському родовищі має місце централізований збір газу по лінійній
газозбірній мережі. Свердловини 1, 2, 25, 40, 42, 43, 50, 53, 54, 57,
61, 63, 65, 66, 67 під’єднані індивідуальними шлейфами до установок
комплексної підготовки газу (УКПГ) (див. таблицю 2.1). На УКПГ
здійснюється підготовка газу до транспорту шляхом сепарації газу від
води і механічних домішок. УКПГ “Гринівка” під’єднана до колектора.
Свердловини 47, 51, 52, 56, 58, 59, 64 під’єднані шлейфами до колектора.
Свердловини 9 і 19 під’єднані безпосередньо до магістрального
газопроводу.
Колектор, в свою чергу, під’єднаний до магістрального газопроводу
Угерське–Івано-Франківськ.
Таблиця 2.1 — Довжини і діаметри шлейфів
№ свердловин Довжина і діаметр шлейфу, м/мм № свердловин Довжина і
діаметр шлейфу, м/мм
1 1050/114 53 1560/89
2 820/89 54 1342/89
9 1678/108 56 1068/89
19 540/114 57 30/89
25 4834/108 58 1098/76
40 1906/108 59 320/89
42 1157/108 61 281/89
43 1240/108 63 89/89
47 1157/108 64 2819/89
50 900/89 65 805/89
51 1465/89 66 805/89
52 480/89 67 895/89
Як видно з таблиці 2.1, на родовищі використовують індивідуальні шлейфи
свердловин з діаметрами 76мм, 89мм, 108мм, 114мм. Діаметр колектора-
135мм.
Свердловина 9 мас індивідуальний пункт очистки і заміру газу. На
території промислу розташовані газорозподільні станції ГРС-1 і ГРС-2. На
них здійснюється розподіл газу між комунально-побутовими і промисловими
споживачами. Газ з родовища подається на м. Калуш, на села Новиця,
Добровляни, Сівка, Бережниця та іншим споживачам. Як уже було відмічено
вище через родовище проходить магістральний газопровід Угерське –
Івано-Франківськ.
2.2.Гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній
свердловин.
В таблиці 2.2 приведені основні показники, що характеризують
гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній свердловин
тиск на гирлі, тиск па вході в УКПГ, температури на гирлі та на вході в
УКПГ.
Таблиця 2.2. Тиски і температури на гирлах свердловин і на вході в УКПГ.
№ свердло–вин Тиск на гирлі, МПа Тиск на вході в УКПГ МПА Темпера–тура
на гирлі, °С Температура на вході в УКПГ, °С
1 0.1 0.2 7 6
2 0,8 0.7 7 6
9 3.8 3.8 8 5
19 0,9 0.7 6 5
25 1.1 1.0 6 5
40 0,5 0.5 5 4
42 1.4 0.7 5 4
43 0.6 0.6 4 3
47 1.5 1.0 6 5
50 0,15 0.15 6 5
51 1.2 1.0 6 4
52 1,5 1.0 5 4
53 1.4 0.7 5 6
54 1.5 0.7 7 5
56 1.4 1.0 6 5
57 1.2 0.7 6 3
59 1.3 1.0 5 4
61 1.2 0.6 5 3
63 1.2 1.0 5 3
64 1,0 1.0 8 5
65 0,8 0.7 5 3
66 1.3 0.7 7 5
67 1.3 0.7 7 5
58 1.5 1.0 7 5
Як видно з вище наведеної таблиці 2.2 тиски на гирлах свердловин
змінюються від 0.5 до 1.5 MПa, за винятком свердловини 9 (3.8 MПа).
Тиски на вході в УКПГ змінюються від 0.15 до 1.0 МПа. Для свердловини 9
цей тиск становить 3.8 МПа.
Температури на гирлах свердловин складають 4-8° Температури на вході в
УКПГ 3–6°С.
Втрати тиску на шляху від гирла до УКПГ становлять 0.1 – 0.8 МПа (0.3 –
0.4 МПа в середньому).
На основі залежності рівноважних параметрів гідратоутворення газу від
мого густини, можна зробити висновок, що гідрати на Гринівському
родовищі можуть утворюватись в шлейфі свердловини 9. Для того, щоб
дізнатись чи утворюються гідрати по всій довжині шлейфу чи тільки на
окремій ділянці, необхідно знати тиск і температуру газу по всій ділянці
шлейфу від гирла до входу в УКПГ. Для розрахунку тиску в певній точці
шлейфу використовують формулу :
Px – тиск на відстані X від шлейфу, МПа;
P1 – тиск на початку шлейфу (на гирлі свердловини), МПа;
P2 – тиск на кінці шлейфу (на вході в УКПГ);
X – віддаль від початку шлейфу до точки, в якій розраховують тиск,м;
L – довжина шлейфу,м.
Дані для розрахунків беремо з таблиць 4.1 і 4.2.
2.3. Характеристика технології підготовки свердловинної продукції та
основного обладнання УКПГ. Робочі параметри УКПГ.
Підготовка газу на родовищі здійснюється на УКПГ “Гринівка”. На УКПГ
знаходиться автоматизована газорозподільча станція АГРС “Енергія”. Тут
здійснюється одоризація газу, підтримання постійного тиску газу і
розподіл газу між споживачами. В комплекти АГРС входять такі блоки:
переключення, підігріву, одоризації та редуціювання.
Газ із свердловин подасться на УКПГ по промислових шлейфах. Тиски на
вході в УКПГ змінюється в межах 0.15 – 3.8 МПа. Як тільки газ із
свердловин поступає на УКПГ здійснюється його сепарація в дві ступені.
Спочатку газ поступає в циклонні прямотічні сепаратори першої ступені,
де відбувається відокремлення газу від крапель води і твердих домішок.
Потім газ охолоджується в дросельних елементах, а після цього поступає в
циклонні прямотічні сепаратори другої ступені, де здійснюється більш
повна очистка газу. Відокремлена в процесі сепарації вода збирається в
ємностях, а звідти поступає в амбар. Після другої ступені сепарації газ
поступає у вертикальний сепаратор, а потім – в блок переключення, звідки
за допомогою відключаючих засувок газ поступає в інші блоки АГРС. Після
цього газ іде в блок підігріву, де підігрівається гарячою водою в
теплообміннику до температури, при якій розкладаються гідрати.
Температуру газу контролюють ртутним термометром. Дальше газ потрапляє в
блок редуціювання, що включає в себе два послідовно встановлені
регулюючі клапани типу K в комплекті з регуляторами прямої дії типу РД.
Регулятор забезпечує автоматичне підтримання пластового тиску. Для
захисту трубопроводів споживачів від перевищення тиску при неполадках в
блоці переключення встановлені запобіжні клапани. Тиск газу вимірюється
манометрами марки MTC 7/2 з зі встановленням трьохходового вентиля.
Витрата газу вимірюється діафрагмами типу ДКН, що працюють в комплекті з
діадрагмами ДСС-734-4 м. Після редуціювання газ поступає в блок
одоризації, для чого використовують етилмеркаптан. В ємності одорант
поступає в крапельний одоризатор і змішується з газом. На 1000м3
додається 16г етилмеркаптану. Після одоризації газ поступає в
трубопровід і надходить до споживачів. В таблицю 2.3. зводимо
характеристику основного обладнання УКПГ.
Таблиця 2.3 — Характеристика основного обладнання УКПГ.
Назва обладнання Позначення Кількість Характеристика
Сепаратор вертикальний гравітаційний C 1 Робочий тиск Рр=6.4 МПа Умовний
діаметр
Dy= 1400мм
Об’єм V=5800л
Сепаратор прямоточний циклонний C-1 6 Робочий тиск Pp=10 МПа Умовний
діаметр
Dу=150 мм
Об’єм V=180 л
Сепаратор прямоточний циклонний С-2 6 Робочий тиск Рр=6.4 МПа Умовний
діаметр
Dy=150мм
Об’єм V= 190 л
Ємність сепаратора E-1 6 Робочий тиск Pp=10 МПа Об’єм V=5800 л
Ємність сепаратора Е-2 6 Робочий тиск Рр=6.4 МПа Об’єм V=5800 л
В таблиці 2.4. приводимо значення тисків та температур на вході і виході
з УКПГ.
Таблиця 2.4.- Значення тисків та температур на вході і виході з УКПГ.
№ свердловин Тиск на вході в УКПГ, MПa Тиск на виході з УКПГ, MПa
Температура па вході в УКПГ, °С Температура сепарації, °С
1 0.2 0.2 6 4
2 0.7 0.3 6 4
9 3.7 0.15 5 3
19 0.7 1.2 5 3
25 1.0 0.3 5 3
40 0.5 0.3 4 2
42 0.7 0.3 4 2
43 0.6 0.3 3 2
47 1.0 0.3 5 3
50 0.15 0.15 5 3
51 1.0 0.3 4 3
52 1.0 0.3 4 3
53 0.7 0.3 6 3
54 0.7 0.3 5 2
56 1.0 0.3 5 3
57 0.7 0.3 3 2
59 1.0 0.3 5 3
61 0.6 0.3 3 3
63 1.0 0.3 3 2
64 1.0 0.3 5 4
65 0.7 0.3 3 2
66 0.7 0.3 5 3
67 0.7 0.3 5 3
58 1.0 0.3 5 3
Газ подасться споживачам під тиском 0.25 – 1.2 МПа. Температура на вході
в УКПГ перебуває в межах 3-6 °С, а температура сепарації складає (+7) –
(+4)°С. Найбільшй тиск на вході в УКПГ є в свердловині 9 (3.7 МПа).
2.4. Характеристика якості підготовки свердловинної
продукції.
Контроль за якістю підготовки газу здійснюється на УКПГ. Він включає в
себе визначення вмісту води і твердих домішок в газі. Вміст води в газі
визначають по точці роси для певного тиску газу. Точку роси визначають
кондентсатним методом. Точка роси по воді взимку повинна становити не
більше -5°С, а влітку – не більше 00C.
Вміст твердих домішок визначають в сепараторі або з допомогою фільтра.
Він не повинен перевищувати 1 мг/м3.
Запах газу повинен відчуватись при вмісті в повітрі 1% газу.
Дані норми встановлені ГОСТ 5542-87. Якщо газ не відповідає вимогам
Держстандарту, то проводять повторну його підготовку.
2.5. Висновки про стан роботи систем збору і підготовки свердловинної
продукції та рекомендації щодо його покращення.
На Гринівському родовищі має місце централізований збір газу по лінійній
газозбірній мережі. Підготовка газу практично з усіх свердловин
здійснюється на УКПГ “Гринівка”. Винятком є свердловини 9 і 19 , які не
підключені до УКПГ. Вони під’єднані безпосередньо до магістрального
газопроводу Угерське – Івано-Франківськ. Свердловина 9 має
індивідуальний пункт очистки і заміру газу. Газ з родовища подається на
м.Калуш, на села Новиця, Добровляни, Сівна, Бережницям та іншим
споживачам. З УКПГ газ подається по двох лініях: по одній (лінії
високого тиску ) — на місто Калуш, а по другій (лінії низького тиску) —
іншим споживачам. Влітку родовище повністю задовільняє потреби
навколишніх сіл і частково м.Калуш. Взимку родовище не може повністю
задовільнити потреби споживачів газу. Це пов’язано зі зменшенням
видобутку газу та збільшенням потреб споживачів.
В шлейфі свердловини 9 можуть утворюватись гідрати. Для їх ліквідації на
УКПГ передбачений блок підігріву, де газ підігрівається гарячою водою в
теплообміннику до температури, при якій гідрати розкладаються.
Підготовка газу включає в себе двохступеневу сепарацію газу від крапель
рідини і механічних домішок, одоризацію газу, його редуціювання,
контроль температури і тиску.
Якість газу, що видобувається з родовища відповідає вимогам ГОСТ
5542-87. Для забезпечення більш повної очистки газу від механічних
домішок рекомендується встановити на УКПГ масляні пиловловлювачі.
3. Проектування заходів з підвищення ефективності роботи системи збору
та підготовки газу.
3.1. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин та оцінка утворення
в них гідратів.
Розрахуємо значення теоретичного і фактичного коефіцієнтів гідравлічного
опору шлейфу свердловини для оцінки можливості утворення гідратів.
1. Визначаємо середній тиск в шлейфі:
2. Визначаємо середню температуру в шлейфі.
3. Визначаємо коефіцієнт стисливості газу.
4. Визначаємо динамічний коефіцієнт в’язкості газу.
5. Знаходимо число Рейнольдса.
де q – середньодобовий дебіт газу;
Dвн – внутрішній діаметр шлейфу;
µ- динамічна в’язкість газу.
6. Визначаємо теоретичне значення коефіцієнта гідравлічного опору
шлейфу:
де 1к – абсолютна шорсткість труб, для старих труб 1к=0.12 мм
7. Знаходимо фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опор) шлейфу з
виразу.
де E – поправочний коефіцієнт, який враховує вплив рідини на зниження
пропускної здатності;
Pн, Рк -тиск на початку і в кінці газопроводу,
Dвн – внутрішній діаметр газопроводу,
L – довжина газопроводу
де ?к – водогазове відношення;
Ucp – середня швидкість газового потоку в газопроводі:
Тоді
Результати розрахунку теоретичних і фактичних коефіцієнтів гідравлічних
опорів шлейфів інших свердловин заносимо в табл. 3.1
Таблиця 3.1. – Результати розрахунку теоретичних і фактичних значень
коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів свердловин
№ свердло-вин Тиск і на гирлі, MПa Тиск на вході в УКПГ,
MПа Темпера-тура на І гирлі, °С Температура на вході в УКПІ, 0C ?ф ?т
1 0,1 0.2 7 6 0,035 0.0201
2 0,8 0,7 7 6 0,0321 0,018
9 38 3,7 8 5 0.062 0.022
19 0,9 07 6 5 0.056 0,023
25 1,1 1.0 6 5 0,048 0,020
40 0,5 0.5 5 4 0,054 0.018
42 1.4 07 5 4 0,078 0,021
43 0,6 06 4 3 0,021 0.022
47 1.5 1.0 6 5 0.023 0,022
50 0,15 0.15 6 5 0,020 0,02
51 1,2 1,0 6 4 0,0 0.019
52 1,5 1,0 5 4 0,053 0,018
53 1.4 0.7 5 6 0,063 0.024
54 1 5 0,7 7 5 0,072 0.026
56 1.4 1.0 6 5 0,048 0,0215
57 1.2 0,7 7 3 0,052 0.024
59 1,3 1,0 5 4 0,036 0,021
61 1.2 0.6 5 3 0,075 10.020
63 1.2 1,0 5 3 0,036 0,03
64 1,0 1.0 8 5 0,031 10,026
65 0,8 07 5 3 0,018 0,021
66 1,3 0.7 7 5 0.037 0,025
67 1.3 07 7 5 0,037 0.023
58 1 5 1.0 7 5 0,046 0,0202
Як видно з розрахунку у шлейфі свердловини 9 виникають додаткові втрати.
Ці втрати можуть бути пов’язані як зі скупченням рідини, так і зі
Купченням гідратів. Визначимо можливість гідратоутворювання у шлейфі
свердловини.
Дані для розрахунків беремо з таблиць 4.1 і 4.2. Для прикладу, Приведемо
обрахунки втрат тиску по довжині шлейфу. Для цього скористаємось
формулою 4.1.
Для розрахунку температури газу в певній точці шлейфу скористаємось
формулою :
Tх- температура газу в певній точці, K.
Тгр – температура грунту на глибині прокладки шлейфу, K.
Т1 – температура на початку шлейфу, K.
D – діаметр шлейфу, м.
X – віддаль від початку шлейфу до розрахункової точки, м.
к – коефіцієнт теплопередачі від грунту до газу, дорівнює
;
? – густина газу, дорівнює 0.728 кг/м3;
Ср=2220 Дж/(кг?К) — теплоємність газу;
Q — витрата газу, тис.м3/добу.
Розраховуємо температури на віддалі х від початку шлейфу.
Температуру гідратоутворення визначаємо за формулою:
де ? – коефіцієнт, який залежить від відносної густини газу і
визначається по таблицях (для р=0.563 (? = 17,54)
Тоді температура гідратоутворепня (в Кельвінах) дорівнює:
Тr(500) = 18,47•(1 + log 3,77)- 17,54 + 273 = 278,45 K;
Тr(1000) = 18,47•(1+ log 3,74)-17,54+ 273 = 278,28 K;
Тr(1500) = 18,47•(1 + log 3,71)-17,54 + 273 = 278,23 K;
Графік розподілу тиску і температур по довжині шлейфу приведений на
рисунку 3.1.
На ділянці графіка, де температура газу менша або дорівнює температурі
гідратоутворення знаходиться зона, де можуть утворюватись гідрати. Як
видно з графіка 3.1, в свердловині 9 гідрати можуть утворюватись на
ділянці 1150 м від початку шлейф).
3.2. Проектування заходів з попередження накопичення рідини і боротьба з
гідратоутворениями у викидних лініях свердловин.
Для запобігання утворення гідратів у викидній лінії свердловини 9
доцільно тепло ізолювати викидну лінію цієї свердловин Якщо ж гідрати
вже утворились, то потрібно в шлейф свердловини закачувати інгібітор
гідратоутворення – метанол. Досвід експлуатації багатьох газових родовищ
свідчить, що цей метод ліквідації гідратів досить ефективний і дозволяє
значно покращити якість підготовки газу на УКПГ.
Технологія введення метанолу у шлейф свердловини полягає в наступному :
1. Біля свердловини встановлюємо бачок для метанолу, об’ємом 120 л і
пересувну ємність для метанолу. Бачок для метанолу розрахований па
робочий тиск Pp=10 MПа.
2. Ємність наповнюємо метанолом.
3. Метанол періодично перекачуємо ручним насосом БКФ – 2 в метанольний
бачок, звідки він самопливом поступає у шлейф свердловини.
4. Мінімальний робочий рівень метанолу в бачку визначаємо контрольним
вентилем.
5.Такі операції, як регулювання і контроль кількості метанолу, а також
періодичне наповнення метанольного бачка вимагають постійного
обслуговування.
Скупчення рідини у викидних лініях свердловин призводить до зниження їх
пропускної здатності, а також посилює корозію труб. Джерелом скупчення
води є крапельна вода, що поступає із свердловин разом із газом.
Інтенсивність скупчення води у викидних лініях свердловин залежить від
швидкості руху газу і профілю траси викидних ліній.
Для попередження скупчень води у викидних лініях свердловин намагаються
їх прокладати так, щоб рельєф на шляху їх прокладки був рівний, або ж
прокладають викидні лінії з постійним нахилом в бік руху газу, що
запобігає нагромадженню води.
Крім того, для попередження нагромадження води у викидних лініях
свердловин можна запроектувати такі заходи :
1. Вибрати і освоїти оптимальний режим роботи викидної лінії, який би
забезпечував необхідну швидкість руху газу для не допущення
нагромадження води. Оптимальний режим роботи викидної лінії відповідає
швидкості газу 5 – 10м/с. Цю умову можна виконати шляхом правильного
вибору діаметра викидної лінії. Однак, треба відмітити, що збільшення
швидкості газу призводить до збільшення втрат тиску і посилення
ерозійного зносу труб. Тому, робимо висновок, що цей метод попередження
нагромадження води для умов Гринівського родовища не підходить.
2. Введення у викидних лініях свердловин спінюючих ПАР. Це можна
здійснити при введенні ПАР на вибій свердловини, бо спінена вода
виноситься з свердловини у шлейф і спінює воду, що нагромадилась до
корозії труб і не впливає па пропускну здатність викидної лінії
Як вже було сказано, для ліквідації гідратів на шлейфах свердловин
необхідно вводити інгібітор гідратоутворення – метанол. Цей захід
дозволяє підвищити ефективність роботи системи підготовки газу.
Розрахунок даного методу покращення роботи шлейфів свердловин зводиться
до визначення добової витрати метанолу.
Визначимо добову витрату метанолу для ліквідації гідратів в шлейфах
свердловин.
qдоб=q?Q
де Q -добовий приріст газу, тис.м3/доб.
q – питома витрата метанолу, кг/тис.м3.
qдоб – добова витрата метанолу, кг.
Питому витрату метанолу визначаємо :
де W1,W2 – вологоємність газу до вводу метанолу і необхідна
вологоємність газу відповідно, г/м3.
с1,с2 – концентрації свіжого і відпрацьованого метанолу, %.
а – відношення вмісту метанолу в газі до концентрації метанолу в рідині,
г/тис.м3.
Для свердловини 9 маємо:
Тиск на гирлі Р1=3.8 МПа, тиск на вході в УКПГ P2=3.7 МПа. Температура
на гирлі t1=80C, а па вході в УКПГ – t2=5°C.
Для забезпечення безгідратиого режиму роботи шлейфа необхідно, щоб
температура на вході в УКПГ t2=6.5°С.По графіку визначаємо вологоємність
W1 при P1 і t1 та W2 при P2 і t2.
W1=0.23 г/м3, W2=0.18г/м3
Концентрація свіжого метанолу складає 36% (прийнято на основі досвіду
проведення робіт по вводу метанолу у викидні лінії свердловин).
Концентрацію відпрацьованого метанолу визначаємо по графіку в [ ] в
залежності від зниження рівноважної температури гідрат оутворення.
Остання дорівнює різниці між рівноважною температурою гідратоутворення
tгідр і температурою газу в точці, де вилучається відпрацьований метанол
tвид.
tгідр=5.4oC, tвид=6.0°C. Отже, ?t=0.6°С.
Тоді с2=16 %.
Відношення вмісту метанолу в газі до конценрації метанолу в рідині,
також, визначаємо по графіку в залежності від тиску і температури.
P1=3.8 МПа, t1=8°C, – а=70 г/тис.м3.
Для свердловини 9 Q=1.0 тис.м3/доб.
qдоб=1.16?3.71 = 4.Зкг
3.3. Обґрунтування заходів по підвищенню ефективності підготовки
вуглеводневої продукції і зменшенню втрат газу і а інгібітору
гідратоутворення на УКПГ.
В наслідок того, що природний газ транспортують від місць видобутку до
споживача по газопроводах, сезонні коливання температури впливають на
швидкість утворення гідратів, тому особливу увагу привертає до себе
питання якісної його очистки.
Наявність у газі вологи, рідких вуглеводнів, агресивних і механічних
домішок знижує пропускну здатність газопроводів, збільшує витрату
інгібіторів, посилює корозію. Все це знижує надійність роботи
технологічних систем, збільшує ймовірність виникнення аварійних ситуацій
на компресорних станціях і газопроводах. Крім того, механічні домішки,
пилюка осідають на поверхнях теплообмінних апаратів і погіршують їх
теплові характеристики.
На даний час існує багато різних методів очистки та осушки газу. їх
умовно розділяють на основні групи: очистка газу рідкими поглиначами
(абсорбційні способи) і очистка твердими поглиначами (адсорбційні
способи).
В якості абсорбента для осушки природного газу широко на практиці в
газовій промисловості застосовуються гліколі. Якщо здійснюється осушка
природного газу, в якому с вміст вуглеводневого конденсату із значною
(кількістю ароматичних вуглеводнів, то при виборі абсорбента перевагу
надають етиленгліколю. В цих умовах етиленгліколь може виявитися
економічно ефективнішим від диетиленгліколю і триетилеигліколю, так як
він менше розчиняється у вуглеводневому конденсаті, який містить
ароматичні вуглеводні.
Широке застосування гліколей для осушки природного газу обумовлено їх
високою гідроскопічністю, стійкістю до нагріву і хімічного розкладання,
а, також, низьким тиском пари і доступністю при порівняно не високій
вартості. Великий досвід експлуатації установок осушки природного газу
дозволив встановити наступні емпіричні правила для розрахунків і
проектування абсорберів:
– в системі повинно циркулювати не менше 25 літрів гліколю па 1 кг
абсорбованої води;
– в абсорбері повинно бути не менше 4 фактичних тарілок.
Із графіка депресії точки роси, яка досягається на промислових
установках запроектованих з врахуванням емпіричних правил і теоретичної
депресії видно, що між максимумами фактичних і теоретичних показників с
великий розрив. Але досяжна депресія точки роси у всіх випадках
перевищує 33 0C, що досягається для більшості газопроводів підземної і
наземної прокладки. Тому на більшості з установок осушки природного газу
гліколями приміняють абсорбери з 4 тарілками, ККД яких становить 25
-40%. Продуктивність такої колони, приблизно, еквівалентна
продуктивності однієї рівноважної ступені контактування.
Якщо на установках осушки природного газу необхідна більш глибока
осушка, то вона буде досягнута шляхом збільшення кількості циркулюючого
абсорбента на 1 кг абсорбованої води. Одним із основних критеріїв, які
визначають економічність роботи установки осушки газу, являються втрати
гліколю, які викликаються головним чином, його механічним виносом.
Найбільші кількості гліколю, безперечно, втрачаються в результаті
випаровування. Можливі, також, втрати газу при регенерації, тобто,
втрати з парами, які виділяються в десорбері. Якщо установка осушки
працює в відлагодженому режимі, то втрати гліколю не перевищують 8 мг/м3
осушеного газу. Винос являється результатом спінювання гліколю в
абсорбері. Ціноутворення може бути викликане забрудненням гліколю
важкими вуглеводнями, тонкодисперсними твердими частинками або соленою
водою, яка поступає в систему. Тому, перед подачею газу в Гліколевий
абсорбер слід пропустити його через ефективно працюючий сепаратор.
Піноутвореппя вдається зменшити добавкою пінних речовин. З цією метою
приміняються триоктилфосфат – 2 добавкою його в кількості 0,05 % понижує
втрати гліколя з 20 до 8 мг/м3 і менше. Для зменшення втрат
за рахунок механічного виносу часто після абсорбера
встановлюють відбійник для відновлення гліколю, що виноситься.
Таким чином для умов Гринівського родовища більш доцільною є абсорбційна
очистка, яка є дешевшою і якість очистки задовольняє вимогам норм на
транспортування газу.
3.4. Технологічні розрахунки запропонованої технології підготовки газу.
Вихідні дані для проведення розрахунків:
– густина газу –
?г=0.728 кг/м3
– витрата газу (сумарний середньодобовий дебіт свердловин) –
Q=1.47?103 м3/добу;
– температура газу – T = 298 K;
– – необхідна точка роси – Tp = 270 K;
– абсорбент ДЕГ;
– Визначаємо кількість вологи, яку вилучаємо:
W = Q0?(W1–W2)
де W1 – вологовміст газу на вході в абсорбер, г/м3
W2 – вологовміст газу па виході з абсорбера, г/м3 ;
2. Визначимо витрату ДЕГу :
X1, X2 – концентрація ДЕГу, відповідно, на вході і виході, приймаємо X1
= 0.98, X2 = 0.92
3.5. Розрахунок регенерації інгібітора – абсорбента.
1. Визначаємо ступінь відпарки в ректифікаційній камері:
де X1, X2 – концентрації насиченого і регенерованого гліколю,
х 1=0,98
х2=0.92
2. По діаграмі Кремера визначаємо фактор абсорбції S = 0.4
3. Визначаємо кількість насиченого ДЕГу:
Мдгс, Мг – молекулярні маси ДЕГу і води.
4. Середня температура у відпарній колоні:
де C – питома теплоємність водяного розчину гліколю, С=0,68 кДж/(кг?К);
t1 – початкова температура у відпарній колоні, t1= 160 °С,
?Н – теплота пароутворення води, ?H = 540кДж;
5. Визначимо кількість відпареного газу:
При P = 0,1 МПа у відпариш колоні і t = 156 0С – константа рівноваги
вологи рівна К = 2.7
3.6. Розрахунок технологічних апаратів та установок комплексної
підготовки газу.
Оскільки, нами запроектована абсорбційна осушка газу, то проведемо
розрахунок абсорбера.
1. Визначимо критичну швидкість газу в абсорбері:
Приймаємо
– висота гідравлічного отвору 50 мм, відстань між тарілками 400 мм;
– емпірична константа Kу=0,08;
– густина ДЕГ
– густина газу при робочих умовах
– де коефіцієнт стисливості газу Z при тиску і температурі осушення
Тср.кр=94,717+170,8??=94,717+170,8?0,563=200,613 К
Рср.кр=4,892–0,4048??=4,892–0,4048?0,563=4,641 МПа
Раб – робочий тиск в абсорбері, Paб=3,5 МПа;
Таб – температура осушки газу, Таб=298 K.
Z =(0,4•log 1,485 + 0,73)1,185 + 0,1?1,185 = 0,885
– густина газу при тискові і температурі осушення:
Максимально допустима швидкість газу в абсорбері:
2. Розрахункова швидкість
3. Знаходимо витрату газу при тиску і температурі осушення:
4. Знаходимо діаметр абсорбера :
5. Визначимо число тарілок в абсорбері.
Для цього побудуємо оперативну лінію. Координати цієї лінії наступні:
У1=0,000672 моль води / моль газу;
У2=0,000052 моль води / моль газу;
х1=0,0898 моль води / моль ДЕГу;
х2=0,2456 моль води / моль ДЕГу.
Для побудови рівноважної кривої визначимо точки роси газу,
рівноважні з розчинами ДЕГу різної концентрації. Необхідні розрахунки
приведені в таблиці 3.2.
Таблиця 3.2. -Вихідні дані для побудови кривої рівноваги.
Концентрація ДЕГу Точка роси, 0C Вологовміст, г/м3 x у
0,95 -1 0,12 0,310 0,000149
0,96 -2,5 0.11 0,246 0.000156
0,97 -5 0,09 0,182 0.000112
0,98 -10 0,063 0,120 0,000078
0,99 -15 0,033 0,059 0,000041
Визначимо графічно число тарілок.
Рисунок 3.2 – Графік визначення числа тарілок в абсорбері.
З графіка N=2,8. Для визначення числа робочих тарілок приймемо ККД
тарілок ?=0,2. Тоді число робочих тарілок складе:
шт
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
