ПРОЕКТУВАННЯ ЗАХОДІВ ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ СИСТЕМИ ЗБОРУ ТА ПІДГОТОВКИ ГАЗУ І ВУГЛЕВОДНЕВОГО КОНДЕНСАТУ

2.1.Аналіз втрат тиску у викідних лініях свердловин і оцінка можливості утворення в них гідратів та накопичення рідини

Шлейф від свердловини № 62 до сепаратора L = 4800м (віддаль від гирла свердловини № 62 до сепаратора С-1). На сьогодні тиск на вході в шлейф (викідну лінію) рівний тиску на гирлі свердловини P1 = 1.62 МПа, а відповідно температура t1 = tг = 9 0C. Термобаричні умови виходу газу з шлейфу рівні умовам сепарації: P2 = Pсеп = 0.75 МПа, t2 = tсеп = 3 0C. Внутрішній діаметр викідної лінії становить: d = 80 мм.

Визначимо величину падіння тиску на 1000 м за даними умов роботи викідної лінії:

Визначимо дійсний коефіцієнт гідравлічного опору викідної лінії.

Витрата газу (дебіт свердловини № 62): q = 9.2 тис.м3/доб. А відповідно секундна витрата:

Середні термобаричні умови по довжині трубопроводу:

Коефіцієнт надстисливості газу при середніх термобаричних умовах по довжині шлейфу:

zср = z(Pcр, Tср) = 0.965

Дійсне значення коефіцієнта гідравлічного опору викідної лінії:

Аналізуючи отримані результати видно, що внаслідок довготривалої експлуатації викідної лінії відбувається її корозія в результаті того, що збільшилась шорсткість внутріньої поверхні стінок труби і на сьогодні коефіцієнт гідравлічного опору склав ф = 0.109.

Розподіл тиску по довжині викідної лінії визначаємо по формулі:

.

Розподіл температури по довжині викідної лінії в випадку нехтування дросель ефектом згідно формули Шухова:

.

t0 = +2 0C - середньорічна температура навколишнього середовища для районів помірного клімату України, до якого належить і Кружилівське родовище.

З останнього параметр Шухова для викідної лінії родовища рівний (t2 = t(L) = 3 0C):

В результаті отримуємо, що розподіл тиску та температури до довжині викідної лінії “свердловина №150 - сепаратор С-1” описуються рівняннями:

Для відносної густини газу коефіцієнт B в формулі визначення температури гідратоутворення становить: B = 14.

Тоді значення параметрів рівновагомої кривої утворення гідратів по довжині викідної лінії визначається по формулі:

Результати проведених розрахунків по визначенню розподілу температури, тиску та температури гідратоутворення приводяться в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1.Визначення точки початку гідратоутворення у викідній лінії

За результатами розрахунків будуємо криві розподілу тиску P(x), температури t(x) та рівновагомої температури tго(x) по довжині викідної лінії x (див.рис.2.1). Точка перетину t(x) з tго(x) визначає місце початку гідратоутворення у викідній лінії.

xго = 280 м ( від гирдла свердловини), а температура гідратоутворення tго = 8 0С.

Як видно, при умовах експлуатації викідних ліній в них утворюються гідрати. Тому доцільно передбачити проектування заходів по запобіганню випадання гідратів у викідних лініях.

Рис.2.1. Визначення точки початку гідратоутворення у викідній лінії

2.2.Проектування заходів для попередження накопичення рідини і боротьби з гідратоутворенням у викідних лініях свердловин

Для попередження утворення гідратів в трубопроводах Кружилівського родовища використовують інгібітори гідратоутворення. Найбільш поширеним інгібітором в даних умовах є метанол. Визначимо необхідний об’єм метанолу для попередження утоворення гідратів у викідних лініях системи збору Кружилівського родовища.

Кількість вологи, що поступає з пласта на поверхню рівна її кількості в вибійних умовах: P = Pвиб = 1.92 МПа, t = tпл = 35 0С.

Вологовміст газу в умовах сепарації: P = Pсеп = 1,4 МПа, t = tсеп = 3 0С.

Коефіцієнт летючості метанолу в даних умовах: л = 15 г/тис.м3.

Концентрація метанолу (CH3OH) в робочому розчині: C1 = 94 %.

Молекулярна маса метанолу: M = 32 кг/кмоль. Коефіцієнт для метанолу в формулі Геммершмідта: K = 1296.

Пониження температури:

t = t - tсеп = 35 - 3 = 32 0С.

Концентрація відробленого інгібітору з формули Геммершмідта:

Питома витрата інгібітору:

Добова витрата інгібітору гідратоутворення:

Qi = 9,2qi = 9.220.51 = 233.8 кг/доб.

Для запобігання випадання гідратів у викідній лінії доцільно ввести в неї метанол в об’ємі 233.8 кг/доб. Метанол вводимо за допомогою апарату “Ласточка-2” подаючи його по затрубу в НКТ через інгібіторний клапан в потік газу свердловини № 62. Після свердловини газ + інгібітор рухається по викідній лінії.

Для запобігіння скупчень води в трубопроводах використовують ПАВ (поверхнево-активні речовини). Кількість води, що виділяються (конденсується) з газу рівна тій кількості води, що приходить з газом в вибійних умовах. Тому для розрахунків необхідної кількості ПАВ, що потрібно додавати до газу з метою запобігання скупчень води ведуть виходячи з вибійних умов в свердловині:

Визначимо долю конденсаційної води в потоці газу при вибійних умовах: P = Pвиб = 1.711 МПа, t = tпл = 32 С.

Вміст вологи в газі:

Густина конденсаційної води в = 1060 кг/м3.

Доля води в продукції свердловини:

В якості ПАР вибираємо неонол АФ-09-12. Концентрація ПАР в робочому розчині складає c2 = 12 %. Критична концентрація міцелоутворення cккм = 0.9 %. Тоді необхідна кількість ПАР для приготування робочого розчину:

Активна доля ПАР в робочому розчині: a = 95 %.

Тоді необхідна кількість ПАР для приготування робочого розчину:

2.3.Обгрунтування заходів для підвищення ефективності підготовки вуглеводневої продукції і зменшення втрат газу, вуглеводневого конденсату та інгібітора гідратоутворення на УКПГ

Існуюча на сьогодні система збору газу на Кружилівському родовищі функціонує тривалий час. В результаті розробки покладу змінились термобаричні умови, та вологовміст газу. За останій час відмічено значне збільшення наявності парів води в газі. Наявність великої кількості парів води в газі, що видобувається призводить до утворення рідинних та гідратних пробок в системі збору та транспортування газу.

Щоб запобігти можливим ускладнення внаслідок наявної вологи в газі, доцільно газ перед подачею до споживача осушити. Осушку газу проводимо