Характеристика системы сбора и подготовки газа на Медвежьем месторождении

Анализ эксплуатации системы сбора газа.

На Медвежьем месторождении сбор газа от скважин производится по линейно-лучевой схеме сбора с подключением на один шлейф от одной до пяти скважин.

От индивидуальных скважин осуществляется попутная врезка в один шлейф 2-3 скважин, от кустов через гребёнку подключаются 2-5 скважин, на один или два шлейфа. Шлейфы выполнены в основном из труб 273 мм от одиночных скважин и при групповом подключении до точки их врезки из труб 325 мм. Подключение скважин производится выкидными линиями в основном диаметрами 114159 мм, длиной 0,05-0,1 км. От крупных кустов применены трубы диаметром 325-426 мм. Общая протяжённость шлейфов на одной УКПГ колеблется в широком диапазоне 45-140 км, минимальная на ГП-6 – 43,35 км, максимальная на ГП-9 – 137,4 км.

За начало каждого шлейфа принята точка врезки выкидной линии на расстоянии 50-100 м от устья скважины, конец шлейфа – забор УКПГ. Шлейфы запроектированы на максимальное начальное давление 11 МПа, поэтому в настоящее время при фактических давлениях около 3,0 МПа имеют значительный запас по прочности.

Лучевая схема сбора на ГП-4 выполнена отдельными шлейфами от отдельных скважин, групп скважин (2-3) диаметром 273-325 мм. От нескольких кустов по 2-3 скважины в каждом проложены две нитки шлейфов диаметром 273 мм, от кустов скважин №№ 446, 447, 448 и 449, 450, 451 проложен коллектор 426 мм. Длины шлейфов находятся в пределах 1,5-7,7 км, средняя длина составляет 4 км. Общая протяжённость системы сбора 93,4 км, металлоёмкость 7,1 тыс. тонн, удельная металлоёмкость 891 тонн/млрд м3.

Трассы шлейфов пересекают болота и заболоченные участки (до 30-40 % протяжённости), речки, ручьи. Грунты в основном суглинки, ниже – глины. Деятельный слой на участках многолетнемерзлых грунтов составляет 1,0-1,2 м на суглинках и 0,4- 0,8 м на торфяниках.

Прокладка шлейфов принята:

• -    подземная в суглинках, песках (на незали-ваемых участках);

• -    надземная в насыпи на болотах;

• -    надземная на опорах при пересечении рек и ручьёв.

Подземная прокладка выполнялась в траншею с шириной по дну 1,2 м, откосы 1:0,67. Засыпка осуществляется бульдозером вынутым (талым) грунтом. Надземная прокладка осуществлялась в насыпи из среднезернистого песка. Высота насыпи с учетом подушки под шлейфом 0,2 м из песка составляет 1,5 м, откосы насыпи – 1:0,67. Ширина насыпи по верху принята 1,0 м на каждый укладываемый шлейф.

Надземная прокладка на переходах предусматривалась балочной системы с компенсаторами-стойками на рельсовых опорах из труб 325 мм. Длина переходов 15 м, пролёты по 5 м.ьПереходы через автодороги запроектированы подземные в металлических кожухах из труб 720 мм.ьДля поддержания температуры газа в шлейфах не ниже + 14 °С предусматривалось устройство теплогидроизо-ляции. Для предупреждения гидратов на устье скважин предусматривался проектом ввод ингибитора гидратообразования. Ингибиторопровод диаметром 57 x 5 мм укладывается сверху трубы шлейфа и крепится хомутами.

На шлейфах предусмотрена установка кранов Ду 200. Количество кранов принимается в зависимости от протяжённости шлейфа: до 1 км не устанавливаются, 1,5-2,5 км – один кран, 2,5-4,0 км и более – два крана. В местах установки кранов предусматривается устройство технологических перемычек между ингибиторопроводом и шлейфом.

На основе средних показателей по УКПГ проведены расчёты скоростей газового потока и коэффициентов гидравлического сопротивления, которые дают представление о гидравлическом состоянии системы сбора газа. Скорости газа в шлейфах находятся в пределах 2,0-3,5 м/с, что не в полной мере обеспечивает самоочистку шлейфов от жидких и механических примесей, которые могут поступать с продукцией скважин.

Коэффициент гидравлического сопротивления находится в пределах 0,034-0,17, что значительно превышает его теоретическое значение. Значения коэффициента гидравлического сопротивления в пределах 0,035-0,40, превышающие в 2 раза теоретические, допустимо для старых трубопроводов. Более высокие значения коэффициента 0,10-0,17 (УКПГ-4) свидетельствуют о большом загрязнении шлейфов, и требуют мероприятий по очистке труб, которые должны предусматриваться проектом реконструкции.

Потери давления в шлейфах в основном не превышают 5-6%. Более высокие потери давления имеют место в зимний период, т.к. термогидравлический режим не обеспечивает достаточную очистку труб.

В настоящее время производится передача части газа между УКПГ, что увеличивает длину шлейфов и, соответственно, потерю давления. На УКПГ-5 при передаче газа со скважин от УКПГ-4 потери давления составляют 0,6 МПа, в то время как от скважин, относящихся к УКПГ-5, потери 0,04-0,07 МПа.

При уменьшении дебитов скважин для улучшения гидравлического и температурного режимов возможно сокращение ряда шлейфов с переключением скважин на соседние шлейфы.

Характерные климатические и инженерногеокриологические условия данного района предопределили выбор типа системы сбора и способа прокладки шлейфов. В основном на месторождении применяется подземная прокладка на глубину 0,81,0 м с теплоизоляцией шлейфов. Однако, как показал опыт эксплуатации, потери тепла газом при данном способе прокладки значительно выше рассчитанных теоретически. Это происходит в результате того, что при таянии грунта в весенний период он уменьшается в объёме, разжижается и частично вымывается водой. Поэтому трубопроводы часто остаются оголёнными и омываются водой в весенне-осенний период.

В результате анализа температурного режима системы сбора газа путём статистической обработки фактических данных, было установлено действительное значение коэффициента теплопередачи для весенне-осеннего и зимнего периодов. Фактические значения коэффициента теплопередачи приведены в табл. 1.

Таблица 1 Сезонное изменение коэффициента теплопроводности на Медвежьем месторождении

Месяц	Январь	Февраль	Март	Апрель
K , ккал/м2 ⋅ ч ⋅ °С	1,1	1,2	1,3	1,9
Месяц	Май	Июнь	Июль	Август
K , ккал/м2 ⋅ ч ⋅ °С	3,1	2,9	2,0	1,8
Месяц	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
K , ккал/м2 ⋅ ч ⋅ °С	1,9	2,0	2,4	1,1

Из таблицы видно, что действительные коэффициенты теплопередачи значительно выше расчётных, в то же время их значение в весеннеосенний период выше, чем в зимний. Это объясняется тем, что в зимнее время влажность грунта уменьшается, а также появляется дополнительный теплоизоляционный слой, образованный снежным покровом и воздушной прослойкой между трубой и снегом. В осенне-весенний период шлейфы находятся в переувлажнённом грунте, иногда омываются водой, что значительно повышает потери тепла газом.

Опыт эксплуатации шлейфов и термодинамические расчёты с учётом фактических коэффициентов теплопередачи свидетельствуют, что при работе шлейфов в стационарном режиме обеспечивается безгидратный режим как теплоизолированных, так и не теплоизолированных шлейфов длиной до 5 км.

На стационарных режимах в целом поддерживается безгидратный режим эксплуатации с запасом температур от 2-3°С до 12°С. На устье и в шлейфах некоторых скважин отмечаются аномально низкие температуры: на УКПГ-4 на устье скважины № 413 температура составляет 6°С, хотя по остальным всем скважинам не менее 12°С.

В период освоения газовой скважины или пуска её после длительной остановки зимой, в шлейфе и даже стволе скважин возможно гидратообразова-ние. Это объясняется резким падением температуры потока при движении по стволу скважины или газопроводу вследствие больших потерь тепла на разогрев окружающего грунта. Особенно опасным в этом отношении является пуск в работу шлейфов большой протяжённости, так как прогрев их и вывод на безгидратный режим происходит длительное время – до нескольких суток. В теплоизолированном шлейфе в начальный период также возможно образование гидратов, но этот период обычно небольшой, от нескольких часов до суток.

Таким образом, в пусковой период зимой возможно образование гидратов в шлейфах и особенно не теплоизолированных. Поэтому при пуске необходим ввод ингибитора гидратообразования.

В целом опыт эксплуатации шлейфов Медвежьего месторождения свидетельствует, что предусмотренные технические решения по схеме сбора газа обеспечивают её надёжную эксплуатацию.

Анализ работы системы подготовки газа.

Рассматриваемая УКПГ работает по адсорбционной схеме осушки газа. УКПГ адсорбционного типа состоит из 4 технологических цехов. В каждом цехе имеется два адсорбера, один из которых находится в работе на стадии осушки. Второй адсорбер в это время может находиться на стадии регенерации, охлаждения или ожидания. Регенерация адсорбента (в настоящее время силикагеля КСМГ) осуществляется по открытому циклу газом регенерации, который нагревается в печах «Борн» до температуры 180-210 °С. Расход газа регенерации (8000 тыс. нм3/час). Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа проходит печь «Борн» и подаётся в нижнюю часть адсорбера. После адсорбера газ проходит воздушный холодильник-конденсатор, а затем сепаратор газа регенерации С2. Из сепаратора С-2 газ регенерации сбрасывается в поток газа перед ДКС. Ниже приведены проектные параметры работы адсорбционной УКПГ (табл. 2).

Рабочее давление в системе осушки в настоящее время поддерживается на уровне 30-35 атм., а температура от 13 до 25°С и выше в зависимости от температуры наружного воздуха и эффективности работы АВО газа. Качество осушки газа на установках гликолевой осушки при соблюдении технологии соответствует требованиям отраслевого стандарта.

Таблица 2

Проектные параметры работы адсорбционной УКПГ

Параметр	Адсорбция	Десорбция 1	Охлаждение
Номинальный расход газа, м3/ч	250 ⋅ 103	8,1 ⋅ 103	8,1 ⋅ 103
Направление потока газа	сверху вниз	снизу вверх	сверху вниз
Давление, МПа	7,7	7,85	7,85
Температура газа, °С	14	180-210	до 50
Длительность процесса (начальный – конечный), ч	35-12	20-8	6-4

На УКПГ адсорбционного типа глубина осушки газа (точка росы) меняется в течение цикла адсорбции от минус 40-45°С в начале цикла до минус 5°С и выше в конце в зависимости от динамической ёмкости адсорбента, расхода газа и продолжительности цикла. Минимальная продолжительность цикла адсорбции определяется возможностями системы регенерации и составляет 10-12 часов.

Адсорбционные установки подготовки газа при разрушении гранул адсорбента обладают повышенным гидравлическим сопротивлением в системе осушки. Поэтому при эксплуатации адсорбционных установок необходимо обеспечить эффективную сепарацию газа на блоке входных сепараторов-пылеуловителей от пластовой жидкости, чтобы предотвратить разрушение и засоление слоя адсорбента в процессе многократной регенерации. Другой проблемой при эксплуатации установок адсорбционной осушки газа может являться высокое гидравлическое сопротивление в системе регенерации адсорбента, которое при относительно низких степенях сжатия на ДКС может помешать циркуляции газа регенерации по принятой сейчас схеме (выход УКПГ – печь – адсорбер – холодильник – сепаратор газа регенерации – вход ДКС).

Для установок осушки газа является важным условием обеспечение по возможности более низкой температуры контакта. Оптимальной температурой контакта принято считать температуру 10-15°С, для чего необходимо обеспечить высокоэффективную работу АВО газа после ДКС.

Сосредоточение мощностей сжатия газа на ЦДКС обуславливает работу систем осушки газа на УКПГ при низких рабочих давлениях.

Принятая линейная скорость газа определяет не только гидравлическое сопротивление в адсорбере, но в определённой мере и динамическую ёмкость адсорбента, поскольку эти параметры взаимосвязаны.

Таблица 5 Газотурбинные аппараты, применяемые на Медвежьем месторождении

Для установок адсорбционной осушки газа существуют технологические ограничения. Основными характеристиками, определяющими работу системы адсорбционной осушки газа, являются гидравлические потери в процессе осушки и динамическая ёмкость адсорбента. Динамическая ёмкость адсорбента является основной характеристикой для обеспечения проектной производительности при заданном качестве подготовки газа. Динамическая ёмкость определяется комплексом факторов и зависит не только от срока службы и полноты регенерации адсорбента, но и условий проведения процесса, в частности, от температуры контакта и линейной скорости газа. В табл. 3 приведены результаты расчёта пропускной способности установки осушки газа при обычно принимаемой динамической ёмкости силикагеля 6,8% и 12-часовом цикле адсорбции при различном рабочем давлении и температуре 15°С.

Таблица 3

Расчёт пропускной способности УКПГ по динамической ёмкости

Давление адсорбции , атм. вх ,	30	25	20	15	10
Температура адсорбции t , °С вх	15	15	15	15	15
Производительность Q , млн. м3/сут.	12, 5	10, 7	8,8	6,9	4,7

Результаты расчёта производительности УКПГ, произведённого по допускаемой линейной скорости газа в свободном сечении адсорбера (принята скорость 0,2 м/с), представлены в таблице 4.

Таблица 4

Расчёт пропускной способности УКПГ по допускаемой линейной скорости

Давление адсорбции Р , атм. вх	30	25	20	15	10
Температура адсорбции t вх , °С	15	15	15	15	15
Производительность Q , млн. м3/сут.	11,6	9,7	7,6	5,7	3,7

ДКС	№ агрегата	Тип привода	Нагнетатель
			Тип	Е	Q, млн. м3/сут.
4	1	ГТН-6	Н6-41	1,23	20,0
	2		Н6-41	1,23	20,0
	3		Н6-41	1,23	20,0
ЦДКС	I очередь	ГПА-Ц-16	НЦ-16-56	1,44	30,9
	II очередь	ГПА-Ц-16	НЦ-16-76	1,50	28,6

Результаты расчёта по двум определяющим критериям (динамической ёмкости и линейной скорости газа) достаточно близки, и позволяют обеспечить планируемую добычу газа. На ДКС применяются следующие газотурбинные аппараты (табл. 5).