Анализ и перспективы разработки и эксплуатации гриневская газового месторождения

Как видно из таблицы 2.1, на месторождении используют индивидуальные шлейфы скважин с диаметрами 76мм, 89мм, 108мм, 114мм. Диаметр колектора — 135мм. Скважина 9 масс индивидуальный пункт очистки и замера газа. На территории промысла расположены газораспределительные станции ГРС-1 и ГРС-2. На них осуществляется распределение газа между коммунально-бытовыми и промышленными потребителями. Газ с месторождения подается на м. Калуш, на села Новица, Добровляны, Сивка, Бережниця и другим потребителям. Как уже было отмечено выше из месторождение проходит магистральный газопровод Угерское — Ивано-Франковск. 2.2.Гидравлический и температурный режимы работы выкидных линий скважин. В таблице 2.2 приведены основные показатели, характеризующие гидравлический и температурный режимы работы выкидных линий скважин давление на устье, давление па входе в УКПГ, температуры на устье и на входе в УКПГ. Таблица 2.2. Давления и температуры на устьях скважин и на входе в УКПГ.

№ сверло-вин Давление на устье, МПа Давление на входе в УКПГ МПА Темпера-тура на устье, ° С Температура на входе в УКПГ, ° С
1 0.1 0.2 7 6
2 0,8 0.7 7 6
9 3.8 3.8 8 5
19 0,9 0.7 6 5
25 1.1 1.0 6 5
40 0,5 0.5 5 4
42 1.4 0.7 5 4
43 0.6 0.6 4 3
47 1.5 1.0 6 5
50 0,15 0.15 6 5
51 1.2 1.0 6 4
52 1,5 1.0 5 4
53 1.4 0.7 5 6
54 1.5 0.7 7 5
56 1.4 1.0 6 5
57 1.2 0.7 6 3
59 1.3 1.0 5 4
61 1.2 0.6 5 3
63 1.2 1.0 5 3
64 1,0 1.0 8 5
65 0,8 0.7 5 3
66 1.3 0.7 7 5
67 1.3 0.7 7 5
58 1.5 1.0 7 5
Как видно из выше приведенной таблицы 2.2 давления на устьях скважин изменяются от 0.5 до 1.5 МПа, за исключением скважины 9 (3.8 MПа). Тиски на входе в УКПГ изменяются от 0.15 до 1.0 МПа. Для скважины 9 это давление составляет 3.8 МПа. Температуры на устьях скважин составляют 4-8 ° Температуры на входе в УКПГ 3-6 ° С. Потери давления на пути от устья до УКПГ составляют 0.1 — 0.8 МПа (0.3 — 0.4 МПа в среднем). На основе зависимости равновесных параметров гидратообразования газа от моего плотности, можно сделать вывод, что гидраты на ГРИНЕВСКАЯ месторождении могут образовываться в шлейфе скважины 9. Для того, чтобы узнать или образуются гидраты по всей длине шлейфа или только на отдельном участке, необходимо знать давление и температуру газа по всей области шлейфа от устья до входа в УКПГ. Для расчета давления в определенной точке шлейфа используют формулу: P x — давление на расстоянии X от шлейфа, МПа; P1 — давление в начале шлейфа (на устье скважины), МПа; P2 — давление на конце шлейфа (на входе в УКПГ); X — расстояние от начала шлейфа к точке, в которой рассчитывают давление, м; L — длина шлейфа, м. Данные для расчетов берем из таблиц 4.1 и 4.2. 2.3. Характеристика технологии подготовки скважинной продукции и основного оборудования УКПГ. Рабочие параметры УКПГ. Подготовка газа на месторождении осуществляется на УКПГ «Гриневка». На УКПГ находится автоматизированная газораспределительная станция АГРС «Энергия». Здесь осуществляется одоризация газа, поддержание постоянного давления газа и распределение газа между потребителями. В комплекты АГРС входят следующие блоки: переключение, подогрева, одоризации и редуцирования. Газ из скважин подается на УКПГ по промышленным шлейфах. Давления на входе в УКПГ изменяется в пределах 0.15 — 3.8 МПа. Как только газ из скважин поступает на УКПГ осуществляется его сепарация в две степени. Сначала газ поступает в циклонные прямоточно сепараторы первой степени, где происходит отделение газа от капель воды и твердых примесей. Затем газ охлаждается в дроссельных элементах, а затем поступает в циклонные прямоточно сепараторы второй степени, где осуществляется более полная очистка газа. Отделена в процессе сепарации вода собирается в емкостях, а оттуда поступает в амбар. После второй степени сепарации газ поступает в вертикальный сепаратор, а затем — в блок переключения, откуда с помощью отключающих задвижек газ поступает в другие блоки АГРС. После этого газ идет в блок подогрева, где подогревается горячей водой в теплообменнике до температуры, при которой разлагаются гидраты. Температуру газа контролируют ртутным термометром. Дальше газ попадает в блок редуцирования, включающий в себя два последовательно установлены регулирующие клапаны типа K в комплекте с регуляторами прямого действия типа РД. Регулятор обеспечивает автоматическое поддержание пластового давления. Для защиты трубопроводов потребителей от превышения давления при неполадках в блоке переключения установлены предохранительные клапаны. Давление газа измеряется манометрами марки MTC 7/2 с с установкой трехходового вентиля. Расход газа измеряется диафрагмами типа ДКН, работающих в комплекте с диадрагмамы ДСС-734-4 м. После редуцирования газ поступает в блок одоризации, для чего используют этилмеркаптан. В емкости одорант поступает в капельный одоризатора и смешивается с газом. На 1000м3 добавляется 16г этилмеркаптана. После одоризации газ поступает в трубопровод и поступает к потребителям. В таблицу 2.3. сводим характеристику основного оборудования УКПГ.