17 | 23 | ДЕГ | 1,75 | 283 | 1,65 | 281

18 | 32 | ДЕГ | 1,60 | 284 | 1,50 | 282

19 | 19 | ДЕГ | 1,50 | 283 | 1,45 | 281

20 | 28 | хл.кальцій | 1,51 | 281 | 1,45 | 279

21 | 24 | ДЕГ | 1,60 | 283 | 1,50 | 280

22 | 20 | ДЕГ | 1,60 | 283 | 1,50 | 281

23 | 24 | ДЕГ | 1,50 | 283 | 1,40 | 281

24 | 32 | ДЕГ | 1,50 | 283 | 1,45 | 280

25 | 35 | метанол | 1,56 | 284 | 1,50 | 282

27 | 22 | метанол | 1,60 | 283 | 1,55 | 279

28 | 20 | метанол | 1,56 | 283 | 1,50 | 281

Київська ПГРС | ДЕГ | 1,7 | 289,7 | 1,65 | 284,5

Введення метанолу на гирло свердловин, а ДЕГу на УКПГ призведе до їх перемішування, що викличе ускладнення при регенерації і збільшить шкідливі викиди в атмосферу. В заключній стадії розробки родовища збільшилось поступлення мінералізованої води, що призводить до засолення ДЕГа. Застосування ПАР для покращення виносу води буде сприяти спінюванню ДЕГа і його механічному виносу. Виходячи з вище наведеного рекомендовано використовувати на всіх УКПГ метанол з грудня по квітень місяць включно. Норматив на втрати метанолу для зниження температури гідратоутворення на 5 градусів розрахована по стандартній методиці і складає 0,34 кг (0,34 л) на 1000 м3 газу.

Після руйнування гідратних пробок метанол розбавлений з пластовою рідиною поступає в сепаратори І ступені, де відокремлюється від газу і продувається на ємність Е-1 і далі в Е-2, де притискується газом на пункт збору конденсату і ППВ.

Підготовка газу здійснюється по наступній схемі. Сирий газ від кожної свердловини по шлейфу проходить сепаратори І-ї ступені СНН-1, де очищується від механічних домішок і крапельної рідини (вода+конденсат), далі через вимірну ділянку поступає в газозбірний колектор Ду 700.

Відокремлена в сепараторах рідина поступає в ємності Е-1, Е-2 і по конденсатопроводу перетискується на пункт збору конденсату і ППВ на УКПГ № 27.

Для контролю за технологічним процесом підготовки газу до транспорту на всьому шляху газу і рідини в межах УКПГ передбачений вимір температур, тиску та витрати.

1.4. Аналіз якості підготовки вуглеводневої продукції і втрат газу, вуглеводневого конденсату та інгібітору гідратоутворення.

Якість підготовки газу на Шебелинському ГКР взагалом задовільна.

І. Точка роси газу по волозі, С не вища за:

з 01.05 до 30.09 18 С

з 01.10 до 30.04 12 С

ІІ. Точка роси газу по вуглеводням, С не вища:

з 01.05 до 30.09 20 С

з 01.10 до 30.04 14 С

Як видно, температура сепарації газу дозволяє виконувати дані вимоги.

По іншим фізико-хімічним показникам гази повинні відповідати вимогам ТУ У 320.00158764.007-95 „Гази горючі природні, що подаються в магістральні газопроводи”.

За 2003 рік видобуток конденсату склав 1,412 тис. т.

Втрати газу з початку розробки–1918.12 млн. м3, за 2003 рік –

1,56 млн. м3

Витрата інгібітора гідратоутворення – до 0,34 кг на тис. м3 газу.

1.5. Висновки про стан роботи системи збору і промислової

підготовки свердловинної продукції та рекомендації

щодо його покращення.

Існуюча схема підготовки газу на УКПГ забезпечує необхідну якість підготовки газу в теперішній час і в процесі подальшої розробки родовища.

Для попередження гідратоутворень в якості інгібітора рекомендовано метанол, подача якого здійснюється тільки з грудня по квітень місяці в якості 0,34 кг на 1000 м3 газу.

Реконструкція УКПГ дозволила збільшити якість підготовки газу та збільшити його видобуток за рахунок зменшення опору в комунікаціях.

Тиск на вході різних УКПГ знаходиться в межах 1,4 - 1,75 МПа, а тиск сепарації 1,39 - 1,65 МПа, температура сепарації в середньому за рік 281- -283 К.

2. Проектування заходів з підвищення ефективності роботи системи збору та підготовки газу і вуглеводневого конденсату.

2.1. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин і оцінка можливості утворення в них гідратів.

Для проведення розрахунків необхідно знати такі вихідні величини:

Тиск на гирлі свердловини Pу = 1,74 МПа

Температура на гирлі свердловини Tу = 243 К.

Витрати газу (дебіт свердловини) qг = 3 тис.м3/добу.

Компонентний склад газу наведений в таблиці 8.1.

Таблиця 8.1. Компонентний склад газу свердловини № 130.

№ п/п | Компонентний склад газу, % | Об’ємна концентрація компоненту газу, долі одиниць | Відносна густина компоненту газу на повітрі | Назва компоненту газу

1 | 93,7 | 0,937 | 0,555 | Метан

2 | 0,42 | 0,0042 | 1,049 | Етан

3 | 0,8 | 0,0080 | 1,562 | Пропан

4 | 0,3 | 0,003 | 2,077 | Бутан

5 | 0,3 | 0,003 | 2,49 | Пентан

6 | 0,5 | 0,005 | 0,967 | N2

7 | 0,1 | 0,001 | 1,529 | CO2

Довжина шлейфу L = 1615 м

Внутрішній діаметр шлейфу dв = 0,1 м

Водний фактор Фв = 1,9 л/тис.м3

Конденсатний фактор Фк = 0,7 кг/тис.м3

Відносна густина газу г = 0,603

Розрахунок:

Втрати тиску у викидних лініях свердловин визначаємо за формулою пропускної здатності шлейфів при наявності в продукції свердловин рідини до 180 см3/м3

(8.1)

де: Q – пропускна здатність трубопроводу, м3/добу;

Рп, Рк – тиски на початку і кінці газопроводу (шлейфу), МПа;

dвн – внутрішній діаметр труб, м;

- коефіцієнт гідроопору труб;

- відносна густина газу;

Zсер –