Борьба с гидратообразованиями в системе сбора УКПГ-1в Ямбургского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО  ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

 

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

                                                                       КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ  ГАЗОВЫХ И  

                                                                        ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по Сбор и подготовка скважинной продукции

 

тема: Борьба с гидратообразованиями в системе сбора УКПГ-1в Ямбургского месторождения

 

 

 

 

 

Группа	ГГ-98-01	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Порошин С.В.
Руководитель проекта	Чеботарев В.В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уфа 2002.

 

Содержание

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

Введение

 

Начиная с 1986 года и до настоящего времени добыча газа из сеноманской залежи осуществляется на основании проекта разработки, выполненного в ВНИИГАЗе в 1984 году на утвержденные в ГКЗ СССР 19.08.93г. запасы газа в объеме 5059 млрд.м³, в т.ч. по Ямбургской площади 4400 млрд.м³ [2].

Согласно этому проекту основная залежь собственно Ямбургского поднятия разрабатывается наклонно — направленными  скважинами, сгруппированными в отдельные  кусты. Для поэтапного ввода в разработку отдельных участков залежи было запроектировано семь УКПГ , которые должны были выйти на проектную производительность в течении пяти лет. Однако за это время было введено только пять УКПГ, которые эксплуатировались со значительным превышением их проектной производительности. Последние 4 и 7 УКПГ были введены со значительным опозданием и до настоящего времени не вышли на проектную производительность как из-за недостаточно дренируемых запасов газа в этих зонах, так и по технологическим причинам.

Таким образом, почти  за десятилетний период эксплуатации месторождения не удалось выйти  на проектную производительность, т.е. на объем добычи газа 185 млрд.м³ в год [3].

 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

 

 

А – абсорбер.

АВО – автомат воздушного охлаждения.

АР – арматурный узел.

АПЕК – автоматический пост экологического контроля.

ВМР – водо-метанольный раствор.

ВХ – воздушный холодильник.

ГФУ – горизонтальная факельная  установка.

ДКС – дожимная компрессорная станция.

ЗПА – здание переключающей арматуры.

КЗ – клапан забойный.

КО – клапан отсекатель.

КОС – комплекс скважинного оборудования.

КРР – клапан  регулятор

КРУ – клапан регулятор уровня. 

КЦ – клапан циркуляционный.

НТА – низкотемпературная абсорбция.

НТС  – низкотемпературная сепарация.

ПДВ – предельно допустимые выбросы.

ПССГ – пакер стационарно  – съемный гидравлический.

Р – разделитель.

С – сепаратор.

Т – теплообменник.

ТД – турбодетандер.

УКПГ – установка комплексной  подготовки газа.

УОК – установка отключающих  кранов.

УПТ – установка подогрева теплоносителя.

ЭО – эксплуатационный объект.

ЯГКМ – Ямбургское газоконденсатное месторождение.

 

1. Цели и задачи курсового  проекта

 

Ямбургское месторождение находится  в эксплуатации более 10 лет и в  настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Для сбора газа на УКПГ Ямбургского  месторождения (валанжинской залежи), согласно проекту обустройства, была принята коллекторно - кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ø 213-375 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (до 12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ø 57 мм [4].

Для обеспечения бесперебойной  работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола подаваемый на устье скважин. В данном курсавом проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины для предотвращения выпадения гидратов.

 

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ   ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ПЛАСТОВЫХ  ФЛЮИДОВ ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО   МЕСТОРОЖДЕНИЯ [3]

2.1 Краткая  литолого-стратиграфическая характеристика разреза

 

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы до юрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6...7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.

2.2 Тектоника

 

Ямбургское газоконденсатное месторождение  приурочено к крупному Ямбургскому  мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам  и данным бурения. По кровле отражающего горизонта  (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 55 х 47 км амплитуда  около 300 м. Оно осложнено двумя  локальными поднятиями - Ямбургским и  Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

2.3 Cеноманская  залежь

 

  Сеноманская залежь газа  контролируется природным фактором - наличием высоко амплитудной  ловушки, перекрытой мощной (500..800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологический резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9...85,3 %.

  Толщины проницаемых пород  колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых  - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа  являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25...45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5...10%).

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент  газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3×10^-3 мкм².

По химическому составу газ  сеномана аналогичен газу сеноманских  залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4...99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1...0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41...2,26 %; углекислый газ - 0,04...1,17 %; аргон - 0,01...0,03 %; гелий - 0,08...0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 ккал на куб. м. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.

    

2.4 Неокомские  залежи

 

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена  газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525...3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,2^.10^-3 до 132,7^.10^-3 мкм² , коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64×      10^-3...372,5×10^-3 мкм². ; 3,23...13,85 % ; 1,2...64,8 м. По II объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 -118, 105-101 и 112-135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8...15,9 %, проницаемость от 0,01×10^-2 до 14,1×10^-2 мкм². Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ³₁ - 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 ⁰С в кровле комплекса до 90 ⁰С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Результатами газогидродинамических  исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

  - значительная неоднородность  фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

  - относительно низкая продуктивная  характеристика большинства вскрытых  объектов (рабочие дебиты при  исследовании не превышали 60.. .80 тыс. куб. м/сут. ).

Для залежей I объекта пластовые  давления составляют 26,26...27,42 МПа, пластовая температура 76...80 ⁰С, глубина залегания 2710...3317 м.

Второй эксплуатационный объект характеризуется  более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику.

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30...40 тыс. куб. м) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. куб. м/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ ⁷ при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200...400 тыс. м куб./сут при депрессии на пласт 15...20 МПа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. куб. м/сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64...93,59 %, этан 1,32....4,85 %, пропан 0,22...2,66 %, бутан 0,05...1,48 %, пентан 0,08...0,55 %. Содержание азота 0,36...2,45 %, углекислого газа 0,04...2,4 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05 %, водорода 0,01...0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60...0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Начальное содержание в пластовом  газе гептана и вышекипящих (в  расчете на 1 куб. м газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м³.

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО  ГКМ [1,3]

 

По состоянию на 1.01.2001 г. на Ямбургском месторождении работали  
8 УКПГ и 2 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

3.1 Сеноманская  залежь.

 

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 1999 году составил 164 млрд м³ газа, с начала разработки отобрано 1927,5 млрд.м³ или 35.3% от начально утвержденных запасов.  Начальные и текущие запасы представлены в таблице № 3.1                                        

          Таблица № 3.1 - Начальные и текущие запасы газа по сеноманской залежи.

 

Месторождение, Площадь	Начальные запасы С1, млрд.м3	Отбор Газа 1.01.2001	Текущие запасы газа млрд.м3	% отбора от запасов	Темп отбора газа в 1999 г.
Ямбургское (сеноман)	5451	1927,5	3523,5	35,3	3.00

 

 

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация  падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения  в работу дополнительных скважин  на Анерьяхинском и Харвутинском участках. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ЯГКМ. Основные отборы в 1999 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 185млрд. м³. Максимальный годовой обор был достигнут в 1994 году и составил 174млрд.м³.

По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской  залежи ЯГКМ работали 7 УКПГ и 1 УППГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15  новых скважин. Кроме того на УКПГ-7 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Анализ дренируемых запасов  показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ-4,7,8 и составляют соответственно 208, 445 и 68 млрд.м³ газа                                                                                            

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

Средние пластовые давления по зонам  УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам  УКПГ, где работают первые очереди  ДКС, составляют от 52,9 до 54,6 ата. В зонах УКПГ-4,7,8 пластовые давления составляют соответственно 64,4; 68,9 и 86,9 ата. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от  4,3 до 4,8 ата. Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены  одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.  

Итак, месторождение по сеноманским  отложениям находится в фазе активного  пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.

Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000-2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение Харвутинского участка и ввода Анерьяхинского участка, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.

3.2. Неокомские залежи

Разработка неокомских залежей  началась в 1991 году пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и  извлекаемые запасы конденсата по категории С₁ , принятые в 1995 году ГКЗ, составляли соответственно 1015 млрд.м³  газа и 107 млн.тонн конденсата. Более полное геологическое изучение, бурение разведочных и эксплуатационных скважин на сегодняшний день показывает, что они были несколько завышенными и при последующих пересчетах по газу составляли от 809 до 820 млрд.м³ газа.

Суммарный отбор сухого газа из неокомских отложений за 1999 год составил 11,99 млрд.м³ , стабильного конденсата 948 тыс.тонн. С начала разработки из пластов отобрано 67,8 млрд.м³  сухого газа и 5,8млн.тонн конденсата, что составляет соответственно 8,4% и 5,4% от начальных утвержденных запасов. Темп отбора в 1999 году несколько увеличился и составил соответственно 1,5% по газу и 0,9% по стабильному конденсату.

По состоянию на 1.01.2001г. общий фонд пробуренных на неокомские отложения скважин, составляет 317 единиц. Действующий фонд на конец года составил 151 скважину, в бездействии находятся 42 скважины, фонд наблюдательных и поглощающих скважин составляет 18 единиц, в консервации и в ожидании подключения в шлейф находятся 106 скважин, 64 скважины находятся на балансе бурового предприятия «Тюменбургаз».

В районе УППГ-3В работают 89 скважин (44 на I-й объект и 45 скважин на II-й объект). Данный фонд позволяет в данное время добывать около 34-34,5 млн.м³/сут. газа и около 4,5 тыс.тонн нестабильного конденсата. В данное время новое эксплуатационное бурение на Ямбургском месторождении не ведется. Для выхода на проектные отборы 14,5 млрд.м³/год в проекте разработки на 2000 год предусмотрен ввод в эксплуатацию УППГ-2В. В настоящее время происходит освоение ранее пробуренных скважин. К сожалению недостаточное финансирование строящихся объектов также ставит под сомнение возможность достижения отборов, запланированных на 2000 год. Для последующего поддержания постоянных отборов, с учетом падения потенциального содержания конденсата, падения пластового давления на «старом» фонде скважин проектом разработки рекомендуется вариант с добуриванием 150 дополнительных скважин, в том числе 97 скважин с субгоризонтальными забоями. Также в ближайшие годы кроме доведения эксплуатационного фонда до 509 единиц потребуется ввод ДКС-1В, МПК-1В-2В, второй нитки конденсатопровода Ямбург-Уренгой.

Анализ дренируемых  запасов во времени, показывает, что на сегодня задренированно лишь около 40% запасов, хотя за последний год они увеличились на 35 млрд.м³ (в основном за счет УППГ-3В).

Таким образом, в настоящее время разработка нижнемеловых залежей осложнена  высоким темпом пластового давления, большим количеством простаивающих скважин, обводнением скважин, межпластовыми перетоками.

 

 4. Системы сбора природных газов

 

Сбор газа или сбор продукции  газовых и газоконденсатных скважин  – это технологический процесс  внутрипромысловой транспортировки  сырого газа от скважин или кустов скважин, до установок подготовки его к дальнему транспорту. Под системой сбора газа, в общем случае понимается разветвленная сеть внутрипромысловых трубопроводов, соединяющих скважины и кусты с установками промысловой подготовки, а также устройства, обеспечивающие надежное функционирование этой сети трубопроводов.

В зависимости от конфигурации газосборных  коллекторов можно выделить индивидуальные схемы сборы трех основных типов: линейные, лучевые и кольцевые. Та или иная конфигурация газосборных коллекторов определяется формой газоносной структуры и особенностями размещения скважин на месторождении, их числом, а также требованиями надежности системы.

В 60-е годы в отечественной газовой  промышленности стали вводиться  в разработку относительно крупные месторождения. При проектировании систем обустройства этих месторождений выявились недостатки индивидуальных схем сбора и промысловой обработки газа. Поэтому в дальнейшем стали применять экономически и технологически более прогрессивные групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа. В рамках этих схем газ со скважин попадает по шлейфам на сборные пункты, где проводится замер и первичная сепарация газа. Затем газ подается в тему газосборных коллекторов, из которых газ поступает на групповой или центральный сборный пункт, который может совмещаться с головными сооружениями магистрального газопровода. Групповая централизованная схема и сейчас является основной типовой схемой сбора для месторождений средней полосы России.

С развитием техники и технологии наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин появляется газодинамически допустимая возможность существенного увеличения числа скважин в кустах и, как следствие, до некоторой степени отпадает необходимость в коллекторных схемах , более перспективным представляется сбор газа с укрупнённых кустов скважин по индивидуальным шлейфам, что снижает эксплуатационные затраты.

Учитывая современные тенденции  проектирования сверхмощных УКПГ и, как следствие, возрастание числа  скважин, подключаемых к УКПГ, и значительного увеличения расстояний от кустов скважин, обратим внимание  на перспективность проектирования групповых систем сбора газа, оптимальным образом сочетающих достоинства как централизованных, так и децентрализованных схем. Основная особенность этих схем состоит в делении кустов скважин на две-три группы: ближние, средние, дальние, в соответствии с длиной их шлейфов. Причём промысловая обработка сырого газа, поступающего с каждой группы кустов, осуществляется на своих технологических линиях УКПГ. При этом газ дальних кустов может проходить первичную операцию на УКПГ. Такой подход даёт возможность существенно сократить не только расход ингибиторов гидратообразования, но и  отказаться от традиционных систем регенерации ингибиторов, а также существенно снизить концентрацию ингибиторов в сточных водах УКПГ, закачиваемых в поглощающие горизонты. Данная технологическая схема повышает надёжность эксплуатации систем сбора.

4.1 Сбор  газа на Укпг 1в [4]

 

В настоящее время  к УКПГ-1в подключено 19 кустов с 55 эксплуатационными скважинами. Устья скважин оборудованы фонтанной арматурой АФК-100-350хЛ с колонной головкой без управляемой коренной задвижки. Статическое давление газа на устьях скважин 15¸21 МПа, температура 20-38^оС. Транспорт газа от скважин до УКПГ осуществляется по газопроводам-шлейфам. Способ прокладки шлейфов – надземный, на низких опорах с теплоизоляцией из пенополиуретана и защитным покрытием из металлического листа. Метанолопроводы прокладываются параллельно шлейфам. Проектом предусмотрена система подачи газа от 1-3 кустов скважин в один шлейф. Подача метанола на устья скважин предусмотрена при выводе на режим скважин и шлейфов и при понижении температуры воздуха для предотвращения гидратообразования. На фонтанной арматуре газовых скважин устанавливаются местные приборы, контролирующие температуру и давление газа.

На УКПГ-1в также  подается пластовый газ, добываемый на УППГ-2в,3в.

Транспорт газожидкостной смеси от каждой УППГ-2в,3в до УКПГ-1в  осуществляется по двум газопроводам Ду 500. В пусковой период возможна работа по одной нитке газопровода.

При транспорте газа по одному трубопроводу минимальная допустимая производительность должна составлять не менее 6 млн.м³/сут для обеспечения скоростей, обеспечивающих вынос жидкости из пониженных участков. Транспорт газа по одному трубопроводу существенно снижает надежность газотранспортной системы, поэтому продолжительность периода должна быть минимальной.

Прокладка газопроводов – надземная, в теплоизоляции  из пенополистирольных скорлуп.

Температура газа на выходе из УППГ-2в,3в поддерживается в пределах 25…35^оС, что обеспечивает безгидратный транспорт газожидкостной смеси до УКПГ-1в. Необходимая температура на выходе достигается за счет подогрева части газа в печах.

Возможен также транспорт  смеси от УППГ-2в,3в до УКПГ-1в без подогрева газа, при этом для обеспечения безгидратного транспорта двухфазного потока требуется круглогодичная подача метанола в начале коллекторов.

Газ от УППГ-3в от узла подключения, размещаемого на территории I очереди, по трубопроводу Ду 700 поступает в пробкоуловитель ЕП-103 № 2.

Прием газа от УППГ-2в  производится на площадке II очереди  по двум трубопроводам Ду 700, которые подключены к пробкоуловителю ЕП-103.1.

От пробкоуловителя  ЕП-103.1 газ, добываемый на УППГ-2 с давлением до 10 МПа направляется по трубопроводу-перемычке к пункту сепарации пластового газа I очереди и частично, сдросселированный до давления газа от УППГ-3в – к пункту сепарации II очереди.

Газ с УППГ-3в от пробкоуловителя  ЕП-103.2 полностью подается на пункт сепарации пластового газа II очереди.

 

5. Условия и предупреждение  образования газовых гидратов [7]

5.1 Влагосодержание природных газов

 

Одним из факторов, обусловливающих  образование гидратов природных  газов, является насыщение последних  парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры. Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов. К экспериментальным методам относятся:

• визуальное определение точки росы, т. е. температуры, при которой начинается процесс конденсации паров при  заданном давлении;
• применение твердых сорбентов;
• использование жидких сорбентов с последующим их титрованием;
• вымораживание;
• спектроскопические методы;
• электрогигрометрический метод.