Проектування та експлуатація Семиренківського газоконденсатного родовища (стр. 6 из 9)
Усі вивчені газоконденсатні системи при початкових пластових тисках і температурах знаходяться в газовому стані. Тиск початку конденсації (точка роси) рідких вуглеводнів фракції С5+ переважно нижчий на 40-56 %, відносно початкових пластових тисків, що є сприятливим фактором для розробки покладів. Для газоконденсатної системи горизонту В-19 диференціальна конденсація не проводилася з причини низького вмісту конденсату, але, згідно з численною статистикою, у таких системах початок конденсації переважно дорівнює пластовому тиску, або близький до нього.
Результати термодинамічних експериментів, зокрема значення пластових втрат конденсату використані для погоризонтного обчислення зміни вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С5+ під час ізотермічного зниження пластового тиску, тобто для одержання вихідних даних для промислових розрахунків розробки покладів. Для цього попередньо вичислені псевдокритичні і псевдоприведені параметри за початковим складом пластового газу (таблиця 1.7), після чого залежність пластових втрат конденсату відносно абсолютного тиску перерахована на приведені тиски P/Z (таблиця 1.8). Зміни вмісту та видобутку конденсату визначені за спрощеною методикою , а результати подані в таблиці 1.9 .
2. Технологічна частина
2.1 Система збору і підготовки газопромислової продукції на родовищі
Під час дослідно-промислової розробки Семиреньківського родовища в експлуатації перебували свердловини 2, 4, 51. Для подачі видобутого з цих свердловин флюїду на УКПГ (побудоване в районі св. 2) прокладені індивідуальні шлейфи довжиною 145, 1400 і 1600 м, відповідно (рис. 2.1). Вказані газопроводи побудовані з труб діаметром 114 мм, товщиною стінки 15 мм і розраховані на робочий тиск 30 МПа. Для запобігання можливого гідратоутворення в шлейфах прокладені інгібіторопроводи з труб діаметром 32´4 мм. Всього на родовищі кількість експлуатаційних свердловин планується довести до 11 одиниць (без резервних), тобто необхідно під'єднати до УКПГ вісім свердловин.
З врахуванням того, що збирання продукції від діючих свердловин до УКПГ здійснюється за променевою схемою, очікувані довжини шлейфів нових свердловин будуть рівні:
- поклад горизонту В-19 (І об’єкт)
від свердловини 9 – 2000 м (будується)
від свердловини 10 – 160 м (будується)
від свердловини 60 – 1750 м (в проекті)
від свердловини 7 – 4000 м (в проекті)
- поклади горизонтів В-17в1 і В-17в2 (ІІ об’єкт)
від свердловини 63 – 200 м (в проекті)
від свердловини 64 – 700 м (в проекті)
- поклад горизонту В-17б1 (ІІІ об’єкт)
від свердловини 62 – 1500 м (в проекті)
- поклад горизонту В-16б2 (ІV об’єкт)
від свердловини 1 – 2200 м (в проекті)
Будівництво шлейфів і інгібіторопроводів рекомендується здійснити з труб відповідних діаметрів і товщин стінок, які прокладені від свердловин діючого фонду.
Продукція від свердловин надходить на установку комплексної підготовки газу, яку змонтовано за стандартною схемою низькотемпературної сепарації: блок вхідних ниток – І-ша ступінь сепарації – теплообмінник (типу “труба в трубі”) – дроселюючий пристрій – ІІ-га ступінь сепарації – теплообмінник – блок заміру вихідної продукції – газопровід .
Конденсат, який випадає на І та ІІ ступенях сепарації, після відділення його від водометанольної суміші у розділювачах Р-1 та Р-2, через ємності вивітрювання подається у ємності зберігання конденсату (Vсум=130 м3). В даний час подача конденсату до споживача здійснюється автотранспортом хоча є побудовано конденсатопровід.
Тиск на вході УКПГ в даний час підтримується на рівні 10 МПа і згідно розрахунків у більшості свердловин буде утримуватись на такому ж рівні до 4 років, а надалі буде плавно знижуватись до значення 4,0 МПа (2015 рік). В той же час – газ Семиреньківського родовища подається на Солохівське УКПГ, тобто тиск на виході визначається тиском на вході на ГС “Солоха” та втратами на тертя і складає 2,8-3 МПа. Тобто, як видно, такого перепаду тиску (7-4 МПа) достатньо для підтримання температури сепарації на рівні 263 К протягом 6 років розробки. В подальшому температура сепарації (середньорічна) буде поволі зростати і на кінець 2015 р. складатиме +1-2 С. Підтримання більш низької температури сепарації протягом 2011-2015 рр. відчутного приросту видобутку конденсату не дасть (≤1%).
Проведений прогнозований розрахунок на визначення сприятливих умов для гідратоутворення показує, що протягом перших 6-8 років (2002-2008 рр.) гідрати в шлейфах свердловин не утворювались. В подальшому (2008-2015 рр.) витрата метанолу в шлейфах в середньому складатиме 0,6-1,2 кг на тисячу куб. м газу. Витрата метанолу на блоці вхідних ниток та на дроселюю чому пристрої в гасі буде зменшуватись, оскільки буде падати перепад тисків. В середньому витрата метанолу на цих ділянках очікується на рівні 0,15 та 0,56 кг на тис. куб. м газу.
2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу
2.2.1 Визначити діаметр викидної лінії газопроводу
Дано:
Довжина L=4,6 км; тиск Р1 =10МПа; температура t1 =29 ºС на вході; температура t2 =7 ºС на виході; витрата газу при стандартних умовах q=1250 тис.м³/ доб. Коефіцієнт втрат тиску на довжину прийняти в межах Kтр= 0.1
0.15 МПа/км | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | і-С4Н10 | n-С4Н10 | і-С5Н12 | n-С5Н12 | СО2 | N2 |
| 85 | 3,5 | 1,4 | 0,9 | 0,7 | 1,8 | 0,3 | 0,3 | 0,3 |
Таблиця 2.1 Молекулярні маси компонентів газу
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | і-С4Н10 | n-С4Н10 | і-С5Н12 | n-С5Н12 | СО2 | N2 |
| 16,043 | 30,07 | 44,097 | 58,124 | 58,124 | 72,151 | 72,151 | 44,011 | 28,016 |
Розв’язок
По відомому молярному складу суміші y (%), визначаємо середню молекулярну масу з формули:
, ( 2.2.1 )де У1, У2, …, Уn - молярні (об’ємні) долі компонентів, %; М1, М2, …, Мn - молекулярні маси компонентів, кг/кмоль. Молекулярні маси компонентів газу по даних приводяться в таблиці 2.1
Густину суміші ρсм (кг/м3) при нормальних умовах визначають виходячи з того, що 1 кмоль газу при нормальних умовах займає об’єм 22.41 м3/кмоль. Тоді:
(2.2.2) 
Відносну густину суміші визначають по формулі:
(2.2.3)де ρпо = 1,293 кг/м3 густина повітря при нормальних умовах.
Приймемо Kтр= 0,1 МПа/км
Тиск вкінці трубопроводу:
Абсолютні значення температур:
Середні параметри тиску і температури по довжині трубопроводу:
Середньокритичний тиск:
, МПа, ( 2.2.4 )Середньокритична температура:
, К, ( 2.2.5) 
Значення коефіцієнту надстисливості газу розраховують по наступній формулі:
, ( 2.2.6) 
Секундна витрата газу при стандартних умовах:
Коефіцієнт гідравлічного опору λ приймають на 5% вище коефіцієнта опору тертя, тобто
, ( 2.2.7 )а коефіцієнт опору тертя рівний
, ( 2.2.8 )де D – внутрішній діаметр трубопроводу в мм.
Підставляючи (2.2.8) в (2.2.7) отримуємо:
Діаметр газопроводу D (м):
, ( 2.2.9 ) 
Висновок: необхідний діаметр викидної лінії газопроводу, що здатен пропускати q=1250 тис.м³/ доб. газу при перепаді тиску від 10 МПа до 9,54 МПа — 172 мм.
2.3 Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафтогазопромислової продукції
2.3.1 Опис комбінованого сепаратора
Газосепаратори – це апарати, призначені для відділення газу від твердих частинок та рідини. Процес відділення твердих та рідких частинок від газу називається сепарацією, а іноді очисткою газу.