Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение

Разработка и эксплуатация газовых месторождений. Внедрение технологий повышения продуктивности скважин. Подготовка газа и конденсата к транспортировке на перерабатывающий завод. Подготовка системы поддержания пластового давления методом Сайклинг-процесса.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http :// www . allbest . ru /
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении скважины № 10-П.
Месторождение расположено в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. Нефтегазоконденсатная залежь приурочена к глубокозалегающей подсолевой структуре с размерами 25 х 12 км.
Этаж нефтегазоносности от 300 до 1600 м, а толщина нефтяной части при этом порядка 200 м.
Месторождение Карачаганак - месторождение-супергигант, среди 25-ти крупнейших в мире. Коллектор сернистого газоконденсата над нефтяной оторочкой, мощный столб углеводородов до 1600 метров и глубиной 5000 метров.
На месторождении Карачаганак добывается 34% от общего объема добычи казахстанского газа, но в балансе сдачи на ГПЗ и реализации доля Карачаганакского газа значительно выше - около 50%. Это обусловлено тем, что СП «Тенгизшевройл», добывающее 40% всего газа РК, большую его часть сжигает на промысле.
Разработку Карачаганака осуществляют консорциум иностранных компаний, объединенных в Karachaganak Integratied Organization (KIO), и ННК «Казахоил» на основании Окончательного Соглашения о Разделе Продукции, заключенного на 40-летний период в 1997 году.
Оператором всех работ на месторождении является Karachaganak Petroleum Operation Co. (KPOC) созданная KIO в середине 1999 года.
В настоящее время реализуется Фаза II проекта освоения месторождения. Ориентировочно она продлится до середины 2003 года. За этот период планируется нарастиь добычу нефти до 9 млн тонн, газа - до 6 млрд куб. м (имеется в виду товарный газ, который будет продаваться потребителям).
Согласно последним оценкам British Gas, общие затраты на обнаружение запасов, оконтуривание, оценку, разработку и добычу на месторождении составит около 3,5 $ за баррельнефтяного эквивалента, что на 2,1 $ меньше ранее заявленных BG затрат и в 2,3 раза ниже по сравнению со среднеотраслевыми мировыми затратами (8 $ за баррель н.э.). По словам призедента BG International Френка Чампэна, «Вritish Gas рассматривает Карачаганак как проект мирового уровня, уже приносящий значительные доходы и имеющий низкие удельные затраты».
Первоначально участники проекта предпологали уже к 1998-99 году кратно увеличить добычу углеводородов: нефти - до 8 млн. тонн в год, газа - до 7,5-8,5 млрд. куб.м. Однако запланированное освоение месторождения сдерживалось. Иностранные компании не торопились расставаться со своими деньгами: транспортировать на внешние рынки добытые газ и конденсат было не возможно, а продавать его на месте - невыгодно.
Карачаганакское сырье было полностью ориентировано на российские газо- и нефтеперерабатывающие мощности (Оренбургский ГПЗ, НПЗ Башкоркостана). Российские же покупатели, в первую очередь «Газпром», пользуясь своим монопольным положением, занижали цены. Газ Карачаганака, правда, неочищенный, продавался по цене около 3$ за 1000 куб. м.
Поэтому неудивительно, что объемы добычи на Карачаганаке снижались из года в год. Минимум зафиксирован в 1998 году - 2,1 млн. тонн нефти и 2,3 млрд. куб. м газа.
Второе рождение Карачаганаку обеспечило начало строительства трубопровода КТК: у участников карачаганакского проекта появилась реальная возможность получить собственный коридор для экспорта конденсата и нефти.
В июне 1999 года между Казахстаном и KIO был подписан важнейший для развития нефтегазовой отрасли документ - «Меморандум по вопросам строительства нового трубопровода от Карачаганакского месторождения до Большого Чагана протяженностью 186 км и далее до г. Атырау» (место врезки в КТК). В соответствии с Меморандумом, строительство трубопровода общей протяженностью 460 км должно быть закончено в 2002 году. Первоначальная мощность новой ветки составит 7 млн. тонн нефти в год, с последующим ее увеличением до 12 млн. тонн. Стоимость строительства нефтепровода оценивается в 440 млн. $ (первый этап - 280 млн. $). Проект полностью профинансируют иностранные компании, участники KIO. Казахстан будет погашать долг за счет поставок на экспорт принадлежащей ему доли углеводородов.
Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) по Карачаганакскому месторождению между альянсом крупных нефтяных компаний Аджип, Бритиш Газ, ЛУКойл, Тексако и Республикой Казахстан подписано в ноябре 1997 года и вступило в силу с января 1998 года сроком на 40 лет.
Проектом развития предусмотрены следующие концепции развития Карачаганака:
Закачивание неочищенного газа (сайклинг-процесс) с целью увеличения отбора жидких углеводородов:
Три компрессора приводимые в движение газовыми турбинами.
Две линии для переработки продукции нефти и конденсата.
Дегидратация газа с использованием процесса Дризо.
Контроль точки росы углеводородов, используя охлаждение пропана.
Экспортные трубопроводы жидких углеводородов.
Установка УКПГ-3, рабочая программа, ремонт:
Новая насосная и измерительная система.
Новое здание и компрессоры воздуха.
Новая Пожарная распределительная система контроля и система определения газа.
Новая операторная (комната ) управления.
Новый компрессор газа выветривания.
Установка переработки нефти/конденсата:
Установка стабилизации нефти с мощностью обессоливания (3 нитки).
Установка удаления меркаптанов (3 нитки).
Оборудование закачки нефти/конденсата в трубопровод (насосы подачи, резервуары хранения, учет).
Оборудование переработки газа для обработки отсепарированного газа пригодного для эспорта на ОГПЗ или закачивания.
Переработка топливного газа для удовлетворения потребностей Аксая и месторождения.
Установка переработки газа для поставки очищенного газа на трубопровод Союз.
Две нитки очистки газа (процесс очиски газа аминовыми растворами).
Экспортный трубопровод. Строительство нового трубопровода протяженностью 186 км от Карачаганака до трубопровода Атырау -Самара.
В настоящий момент не существует подходящих источников электроэнергии доступных в районе. Для поддержания строительной и производственной деятельности предпологается следующее:
Генераторы энергии для строительства: двухфакторные. Перестроенные, двухтопливные генераторы турбины с выработкой энергии 3 - 4 МВ каждый.
Основной генератор энергии для поддержания производства продукции (3 станины, 6 двухтопливные генераторы турбин с выработкой энергии 40 МВ каждый, 110 кВ распределительный парк для распределения энергии на месторождении, паровые генераторы турбин, аварийные дизельные генераторы).
Железнодорожная связь будет включать:
Железнодорожный терминал в районе КПК.
Для поддержания управления, добычи и работы месторождения предвидятся следующие мощности:
Офисы и административное здание с основным центром управления и эксплуатации месторождения и аварийным центром управления.
Стратегией является расположение всего персонала вовлеченого в работу на промысле в единый безопасный район как можно ближе к месторождению для улучшения эффективности и смягчения социального влияния на город Аксай.
Пробный строительный городок (на 200 человек персонала).
Район городка для строительных подрядчиков (до 5000 рабочих).
Район городка для подрядчиков бурения.
Прокладка нового трубопровода к строительному городку.
Ремонт и расширения водозабора Бестау.
Ремонт и расширения водозабора Жарсуат.
Прокладка нового трубопровода Жарсуат-Бестау и соединение с пользователями месторождения.
Во времена существования СССР нефтяная промышленность Казахстана была «завязана» на единые магистральные нефтепроводы «Транснефти». После обретения независимости РК эти связи оборвались. Первоначально Россия еще довала республике объемы в прежних пределах. Однако это быстро закончилось. С середины 90-х годов экспортная квота Казахстана неуклонно снижалась. В 1996-98 годах Россия разрешала Казахстану качать по своим нефтепроводам на экспорт в целом 7-7,5 млн. тонн нефти в год, изкоторых примерно половина постовлялась в дальнее зарубежье.
Естественно, что такое положение дел не удовлетворяло никого: ни руководство страны, ни иностранные компании, которые к этому времени занимали весьма внушительный сектор в казахстанском ТЭК. В первую очередь это касалось компании Chevron, которая в 1992 году подписала с Казахстаном соглашение о разработке одного из крупнейших в мире нефтегазовых месторождений Тенгиз. Сначала компания транспортировала добываемую нефть по нефтепроводу Атырау - Самара, забирая таким образом всю экспортную квоту (около 3,5 млн. тонн в год) Казахстана, выделяемую ему Россией (это было одним из условий контракта).
Однако такие незначительные объемы мало устраивали руководство компании, и оно интенсивно изучало возможности увеличения поставок нефти на экспорт. К этому времени на промысле была собрана первая линия по очистке нефти от меркаптанов, и у Chevron появился дополнительный стимул искать индивидуальные маршруты для своей нефти. Первым из них стал азербайджано-грузинский железнодорожный коридор, по которому пробные партии нефти пошли в 1995 году. Нефть подается до порта Актау по трубе, затем пересекает Каспийское море на танкерах азербайджанской Каспийской флотилии (по 5-10 тыс. тонн). далее нефть из Баку поступает по нефтепроводу на железнодорожные станции Дюбенди и Али-Байрамлы, где переваливается в цисцерны и далее по железной дороге отправляется в Батуми.
В 2000 году нефтедобывающая отрасль Казахстана переживала небывалый подъем. Объемы нефти за первое полугодие увеличились на 11,5%, что для «нефтянки» является великолепным показателем. Ежемесячно Казахстан получает от экспорта нефти порядка 300 млн $. Всего за первое полугодие выручка от реализации нефти на экспорт составила около 1,9 млрд. $, а по итогам года страна получила 3,8 млрд $.
Причина таких темпов роста проста и понятна: высокие мировые цены на нефть побуждают нефтедобывающие компании интенсифицировать производство.
Уже завершено строительство первой очереди Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) и начата его заполнение нефтью. Первая нефть пойдет на экспорт уже в июле 2001 года, что позволит Казахстану обрести еще один альтернативный транспортный корридор для прокачки нефти на мировые рынки. В 2003 году к КТК будет подключен и Карачаганкский транспортный корридор, строительство которого уже ведется интенсивными темпами.
Кроме строительства новых, вновь создаваемых перерабатывающих мощьностей, ведется интенсивный поиск возможностей для наращивания объемов добычи и переработки Карачаганакского конденсата на существующей установке УКПГ-3. Одной из которых и является модификация сепараторов первой ступени на установке НТС. Данное решение позволили увеличить объемы перерабатываемого сырья на установке НТС и существенно повысить качественый уровень сепарации. Следующим шагом, возможно предстоит и модификации второй ступени сепарации, планы на это уже обсуждаются инженернотехническим персоналом и руководством компании КПОбв.
Ввод в эксплуатацию скважин до 32 и наземного промыслового оборудования на УКПГ-3 (ввод в эксплуатацию 4 тл. и ГНС) позволили увеличить добычу в 1990 г. до 4,0643 млрд. м 3 газа и 4,0575 млн. тн конденсата при КГФ 998,3 г/м 3 .
С 1992 и в последующие годы падала в виду развала экономических связей и спада экономики в целом. Улучшение ситуации и рост добычи наступили с 1999 г и в 2000 году были достигнуты самые высокие показатели добычи, газ составил 4,68 млрд. м 3 и конденсат 4,63 млн. тн при КГФ 990г/м 3 и 57 работающих скважинах.
Рост добычи и количество эксплуатационных скважин отражено в таблице «Основные показатели КНГКМ».
1.1 Общая характеристика производственного процесса
Установка комплексной подготовки газа УКПГ-3 Карачаганакского газоконденсатного месторождения КНГКМ предназначена для первичной подготовки газа и конденсата перед транспортировкой на Оренбургский газоперерабатывающий завод ОГПЗ.
Первичная подготовка газа заключается в осушке и отбензинивании методом низкотемпературной сепарации НТС, подготовка конденсата - в обезвоживании и разгазировании в трехфазных сепараторах при давлении 70-82 кг/см 2 .
В состав УКПГ-3 входят следующие основные установки и сооружения:
Установка НТС, включающая три идентичных линии технологического оборудования НТС LGA;
Четвертая дополнительная опытная технологическая линия НТС, которая является расширением УКПГ-3.
Головная насосная станция ГНС перекачки нестабильного конденсата;
Блок входных манифольдов на 36 шлейфов для подключения скважин к технологическим линиям НТС.
Компрессорная газов выветривания КГВ, для закачки газа выветривания конденсата ГНС на первую ступень сепарации УНТС.
Узел приготовления ингибиторов коррозии.
Факельные системы высокого и низкого давления.
Установка подготовки водометанольной смеси и регенерации метанола (находится в завершающей стадии реконструкции).
УКПГ-3 находилась в стадии опытно-промышленной эксплуатации на основании проекта «Обустройства КНГКМ на период опытно-промышленной эксплуатации» ЮНГГ-1982 год.
Период опытно промышленной эксплуатации использовался для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовке системы поддержания пластового давления методом Сайклинг-процесса.
Опыт работы, а также недостатки схемы НТС на УКПГ-3 являются основными критериями при выборе схемы УКПГ-2 и перерабатывающего комплекса КПК.
Четвертая технологическая линия НТС была построена как расширение УКПГ-3.
Проектная производительность трех технологических линий НТС УКПГ-3 - 3 млрд. м 3 /год по отсепарированному газу и 2,56 млн.тн/год по нестабильному конденсату (*по первоначальному проекту ЮНГГ, 1982 г.).
Проектная производительность четвертой технологической линии НТС по отсепарированному газу - 1,8 млрд. м 3 /год, по нестабильному конденсату - 0,8~1,1 млн.тн/год.
Карачаганакское месторождение рассматривется как базовое при добыче жидких углеводородов (конденсата и нефти).
Эксплуатация КНГКМ ведется в настоящее время в режиме истощения. Для повышения конденсатоотдачи эксплуатация месторождения в дальнейшем намечается с поддержанием пластового давления путем обратной закачки сухого газа в пласт (Сайклинг-процесс).
В 1990 году на четырех нитках УКПГ-3 получено фактически: газа стабилизации 4,064 млрд. м 3 ; конденсата нестабильного 4,057 млн.тн.
В 2000 году на этих же четырех нитках получено: газа стабилизации 4,68 млрд. м 3 ; конденсата нестабильного 4,63 млн.тн.
По фактически достигнутым данным видно, что газоконденсатный фактор на КНГКМ значительно выше проектного.
Характерными особенностями месторождения являются;
Значительное содержание кислых компонентов в пластовом газе (сероводорода Н2S до 4% об., и углекислого газа СО 2 до 6,3% об.), в связи с чем процесс подготовки газа и конденсата сопровождается высокой коррозионной агрессивностью рабочих сред;
Высокое содержание жидких углеводородов - конденсата и нефти;
Наличие твердых парафинов в конденсате до 7,5% вес, с высокой температурой застывания;
Большая глубина залегания газоносной толщи при большой этажности (кровля 3500~3600 м ГВК (ГНК) - 5200~5300м);
Аномально низкая пластовая температура (до 100єС) при аномально высоком пластовом давлении 520~600 кг/см 2 ;
Применение большого количества различных ингибиторов коррозии (парофазных и жидкофазных), противогидратных ингибиторов и ингибиторов парафиноотложения.
Генеральный проектировщик УКПГ-3 - ЮжНИИгипргаз, автор процесса - ВНИИгаз.
УКПГ-3 введена в эксплуатацию в октябре 1984 года. Число часов работы установки по проекту 8000 часов в году.
Подготовка газа и конденсата к транспортировке на Оренбургский газоперерабатывающий завод производится на установке НТС, состоящий из трех идентичных технологических линий.
Каждая технологическая линия включает:
подогреватель пластового газа Е-09, предназначенный для подогрева входного потока до температуры, исключающей отложение парафина в первой ступени сепарации;
первую ступень сепарации, состоящую из двух последовательно установленных сепараторов С-01А и С-01В, в которой происходит отделение основной массы жидкости от газа;
теплообменник Е-05 для подогрева жидкой фазы после первой ступени сепарации;
трехфазный сепаратор Е-03, предназначенный для отделения пластовой воды и метанола от углеводородного конденсата. Газ разгазирования конденсата из С-03 направляется на вторую ступень сепарации.
рекуперативный теплообменник «газ-газ» Е-01А/В, в котором происходит охлаждение газа после первой ступени сепарации;
сепаратор второй ступени С-02А, в котором производится окончательная сепарация и осушка газа;
сепаратор-разделитель С-02В, в котором происходит разделение конденсата от насыщенного метанола. Данный аппарат является частью сепаратора С-02А;
подогреватель Е-08 предназначен для нагрева углеводородного конденсата на выходе с установки НТС.
Кроме того, в состав установки НТС входит один общий контрольный сепаратор С-401 с теплообменником Е-401, с помощью которого можно производить замеры дебитов газа и конденсата по любой скважине; общие факельная и дренажная системы, амбар, узлы подготовки промстоков, подогрева теплоносителя и топливного газа; склад химреагентов, блок входных манифольдав (БВМ).
Факельная система высокого и низкого давления включает:
факельную систему высокого давления, состоящую из факельного сепаратора V-701 и факельной установки G-701 и служит для сброса давления с технологических линий, коллекторов БВМ, КГВ.
факельную систему низкого давления, состоящую из факельного сепаратора низкого давления V-702 и факельной установки G-702 и служит для сброса давления газа с емкостей (дегазаторов) ГНС и технологических выбросов при остановке компрессоров газов выветривания. Для утилизации газа путем сжигания с установки промстоков и дренажной системы.
Дренажная система состоит из дренажной емкости V-625 и насосов Рм-625 и Рм-626.
Узел подогрева теплоносителя включает в себя котлы подогрева R-501-504, циркуляционные насосы Рм-501-504, расширительные емкости Е-501-504, емкость хранения ДЕГа V-505 с насосом Рм-505.
Склад химреагентов служит для хранения и приготовления растворов ингибиторов коррозии, гидратообразования и др. химреагентов.
На промысле газ обрабатывается до определенной кондиции для обеспечения условий его транспортирования, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.
Низкотемпературный способ разделения газов позволяет извлекать тяжелые углеводороды и осушать газ при транспортировании однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам.
На Карачаганакском УКПГ-3 применен один из вариантов низкотемпературного способа обработки газа - низкотемпературная сепарация (НТС), при которой получают относительно высокий перепад температур, за счет использования энергии избыточного пластового давления (путем дросселирования газа), эффект Джоуля-Томпсона.
Основной недостаток НТС - необходимость перестройки установки в процессе разработки и низкая степень извлечения жидкости.
Установка комплексной переработки газа (УКПГ-3), предназначена для комплексной подготовки газа и конденсата, а также транспортировки его на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). Она включает в себя четыре установки-низкотемпературной сепарации (НТС) с 1 по 4 технологические линии, которые и осуществляют разделение пластового флюида на газ, газовый конденсат и водометанольную смесь (метанол впрыскивается насосами в теплообменники «газ-газ» для предотвращения образования гидратов). В процессе НТС используется энергия пласта, т.е. для достижения температуры до минус 10 °С используется эффект Джоуля Томпсона.
От эффективности работы сепараторов зависит количество жидкости уносимой потоком газа в газопровод, что в свою очередь влечет как потерю жидкой фракции для объема добычи, так и к ухудшению гидравлического состояния газопровода транспортирующего газ на расстояние более чем на 140 км, имеющего сложный рельеф местности относительно горизонта. Конденсирующаяся в газопроводе влага уносимая потоком газа заполняет нижние участки трубопровода, что приводит к уменьшению его пропускной способности. Это влечет за собой дополнительные финансовые затраты и материальные ресурсы на поршневание трубопровода для удаления скопившейся жидкости и росту давления на начальном участке газопровода. А также, та жидкость (газовый конденсат), унесенная в газопровод является «потерянной» для нас, так как она оприходуется на ОГПЗ по системам трубопроводов ОУЭСГ и не подлежит учету (по неподтвенржденным данным, этот объем составлял в некоторых случаях до тысячи тонн). Рост давления на начальном участке газопровода усугубляет ситуацию, так как с этим ростом повышалась температура сепарации на второй ступени УНТС, в следствие сокращения перепада давления между первой и второй ступенями.
С увеличением объемов добычи, эта проблема становилась более острой и требовала ее решения. Попытки разрешить ее эффективно без проведения модификаций установки НТС не удавались. Чистка трубных пучков теплообменников Е-01А/В с помощь выпаривания парафина, требовала простоя оборудования и была малоэффективна, так как удаляла только парафин и «спекала» асфальтены, делая их твердыми, а также закупоривала часть трубок на трубном пучке теплообменника. Ввод в эксплуатацию Сателлита и подключение дополнительно нефтяных скважин к УКПГ-3 требовало принятия эффективного решения по существующей проблеме. Предлагалось несколько вариантов и подходов в решении этой задачи, в том числе и с помощью химических реагентов способствующих растворению парафина как путем промывки теплообменников «газ-газ», так и постоянным впрыском в профилактических, предупреждающих отложение парафинов на стенках труб теплообменников, целях. Но в целом все это являлось устранением последствий не эффективной работы сепараторов первой ступени и не решало задачи кардинально. Считалось, что в первой ступени сепарации сепарируется до 99% всей жидкости, но на практике это являлось иначе. С трудом удавалось выдерживать температуру сепарации на второй ступени до минус 5 °С, вследствие уноса капельной жидкости, а с ней и парафинов из сепараторов первой ступени С-01А/В в Е-01А/В. Часто, до двух-трех раз в сутки УНТС выводились на так называемый «тепловой режим», когда температура на второй ступени сепарации набиралась до +30°С, чтобы растворить парафины и тем самым очистить теплообменники. Но такая практика вела к значительному уносу жидкости (конденсата) в газопровод, то есть вся жидкость, не отсепарированная во второй ступени, поступала в него, если учесть что один прогрев длился от полутора до двух часов, то ситуация требовала ее эффективного решения.
В 1997 году на первой технологической линии в С-101А после проведения планового ремонта была установлена в качестве эксперемента «Безпенная система газо-жидкостной сепарации» PORTA-TEST. «Безпенный» сепаратор состоит из пучка вертикальных цилиндрических вихревых труб, установленных в С-101А. Ранее из аппарата были удалены сферически выпуклая тарелка и крестовина, разрушающая циклон в кубовой части сосуда. Так же был заменен регулирующий клапан LV-1402, регулирующий уровень жидкости в сепараторе на более чувствительный и быстрореагирующий на изменения уровня, произведена ревизия уровномеров.
Первый год эксплуатации технологической линии с «Беспенной» системой, показал большое преимущество данного технического решения, что позволило увеличить загрузку по техлинии на 20-30% и значительно сократить унос жидкости. В последующий год эксплуатации данное решение было применено и на всех оставшихся техлиниях УНТС и успешно работает. Во многом благодаря этому решению удалось достичь как увеличения добычи на 30%, так и снижению температуры сепарации до минус 10 °С. Что благоприятно отразилось на эксплуатации газопроводов и позволило получить дополнительные тысячи тонн газового конденсата.
В течении 2000 года были достигнуты рекордные уровни добычи, добыто около 4,6 млн. тонн конденсата, что составило приблизительно 110 % от плана. Также было добыто 4,6 млрд. кубометров газа, что равняется 121 % от планового показателя. Такие результаты были достигнуты во многом благодаря модификации первой ступени сепарации беспенной системой, что и сделало возможным увеличить пропускную способность и улучшить сепарацию. Важным фактором увеличения добычи послужило подключение нефтяных скважин и пуск в эксплуатацию Сателлита.
Газ со скважин по шлейфам подходит к площадке УКПГ-3 и направляется на блок входных манифольдов (БВМ). БВМ расчитан на 36 скважин и предназначен для распределения пластового газа по коллекторам диаметром 12 дюймов, по которым он поступает к технологическим линиям 1-4, к коллекторам диаметром 6 дюймов для подключения скважин к контрольному сепаратору и факельному коллектору высокого давления.
Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном PV-0211-0246 который регулирует давление со шлейфов скважин. Клапан управляется по месту регулятором PIC-0211-0246 или механическим приводом клапана.
На каждом шлейфе установлен электро-контактный манометр (ЭКМ) позиция PISHL-0247-0282, на щит управления операторной выведен аварийный сигнал со шлейфа по минимальному и максимальному значению давления РАН-0247-0282, РАL-0247-0282.
Для отключения скважин, на шлейфе установлены клапаны отсекатели UV-0811-0846, которые перекрывают поток пластового газа поступающего на БВМ. Управление ими осуществляется как по месту их установки, так и с пульта управления операторной. А также при достижении максимального значения давления выше допустимого, шлейф будет прекрыт автоматически, от блокировки аварийного останова (АО). При достижении минимального значения давления ниже допустимого сработает сигнализация на пульте оператора. Положение отсекателей отражено на мнемосхеме в операторной включением ламп: зеленый - «открыто», красный - «закрыто».
Каждый шлейф также оборудован датчиком давления РТ-0247-0283, сигнал от которого поступает на панель управления оператора и регистрируется самописцем PR-0247-0283.
Перед регулирующим клапаном РV-0211-0246 предусмотрена подача ингибитора коррозии и гидратообразования, который закачивается насосом Рм-802. После регулирующего клапана PV-0211 0246,для предотвращения движения потока пластового газа в обратном направлении установлен обратный клапан RG-0005.1-0005.36.
Распределение пластового газа по коллекторам технологических линий НТС и к контрольному сепаратору осуществляется с помощью шаровых кранов установленных на распределительной гребенке обвязки коллекторов. На каждом коллекторе установлен клапан-отсекатель для разгрузки коллекторов:
коллектор контрольного сепаратора - UV-100;
коллектор 1 технологической линии - UV-101;
коллектор 2 технологической линии - UV-102;
коллектор 3 технологической линии - UV-103;
коллектор 4 технологической линии - UV-104;
В случае необходимости сброс производится в факельную систему высокого давления ФВД.
Пластовый газ с давлением от 110 до 250 кг/см 2 распределяется по всем технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, где происходит его подогрев до температуры 30-37 С, исключающей отложение парафина в первой ступени сепарации.
Перед подогревателем Е-09 установлен клапан отсекатель UV-801, который предназначен для аварийного отключения потока пластового газа в случае превышения давления выше установленного от PISHL-221 с выводом сигнализации на панель управления РАН-221 и РАL-221. Положение клапана «открыто» и «закрыто» отражено на мнемосхеме. Для контроля и регистрации давления перед Е-09 установлен датчик РТ-201 с выводом сигнала на вторичный самопишущий прибор РR-201 на панеле в операторной.
В подогревателе Е-09 предусмотрен замер перепада давления PIDSH-202 c выдачей сигнала на панель управления PIDAH-202 в случае его превышения.
Температура газа на выходе из Е-09 регулируется клапаном TV-027, установленном на линии подачи теплоносителя в Е-09 с помощью регулятора TIC-027, контроль по месту с помощью манометрических термометров: на входе газа в подогреватель TI-001 и на выходе TI-002.
В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ) 60-ти процентной концентрации.
Газ с теплообменника Е-09 после дросселирования на клапане PV-203 до давления 110~128 кг/см 2 поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень сепарации выполнена из двух соединенных последовательно аппаратов: предварительного (гравитационного) сепаратора С-01А, где происходит основная сепарация жидкости и сепаратора первой ступени С-01В для окончательной тонкой сепарации газа от жидкости. Для контроля за давлением в С-01А установлен PISHL-204 с выводом сигнализации верхнего РАН-204 и нижнего РАL-204 на панель управления. При достижении верхнего предела давления кроме сигнализации произойдет закрытие UV-801 и после временной задержки (40 секунд) закрытие UV-0811-0846 на БВМ. На сосуде также установлены предохранительные клапана PSV-050 и PSV-051.
Регулирование давление в сепараторах первой ступени С-01А/В осуществляется клапаном PV-203 через преобразователь РТ-203 регулятором PIC-203 с регистрации значений на панели PR-203.
Уровень жидкости в С-01А регулируется клапаном LV-402 совместно с регулятором LIC-402 с индикацией значений по месту LIT-402 и на панели в операторной и сигнализацией верхнего (LAH-402) и нижнего (LAL-402) уровней.
Для контроля за уровнем жидкости в С-01А установлен уровномер LIT-403 с индикацией значения уровня по месту и сигнализацией верхнего LAH-403 и нижнегоLAL-404 пределов на панеле управления. Сосуд также оборудован смотровым стеклом LG-401 для визуального контроля за уровнем по месту.
Уровень в С-01В регулируется клапаном LV-424 с помощью регулятора LIC-424, индикацией уровня по месту LIT-424 и регистрацией на панели на пульте прибором LR-424. Для контроля за уровнем жидкости в аппарате С-01В установлен уровномер LIT-425 с индикацией верхнего LAH-405 и нижнего LAL-405 пределов уровня на панеле управления. На сосуде имеется смотровое стекло LG-406 для визуального контроля уровня. На линии выхода жидкости с С-01В, после регулирующего клапана LV-424 установлен обратый клапан для предотвращения потока жидкости в обратном направлении.
Перепад давления в С-01В замеряется дифманометром PDSIH-206 с сигнализацией максимального перепада давления на пульте PDAH-206, для предотвращения роста перепада давления в сепараторе С-01В предусмотрен по
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Процесс Производства Курсовая Работа
Обломов Или Штольц Нужны Сегодня Обществу Сочинение
Реферат С Презентацией Инородное Тело У Детей
Учебное пособие: Методические указания по курсовому проектированию «проектирование электроприводов центрифуг»
Реферат: Саламанкская школа
Курсовая Работа Образец По Педагогике
Реферат по теме Изучение эпохи бронзы Уральского региона в работах Б.Г. Тихонова
Определение Вязкости Методом Стокса Лабораторная Работа
Реферат по теме Ваша реклама
Реферат: John C Calhoun Essay Research Paper John
Курсовая Работа На Тему Земельная Рента Как Экономическая Категория
Содержание Правоотношений Курсовая Работа
План Контрольно Ревизионной Работы
Реферат по теме Происхождение, основные этапы развития и специфика культуры в Украине
Реферат На Тему Общая Характеристика Мирового Хозяйства
Реферат: Occupational Therapy Essay Research Paper Joe is
Контрольная работа: Самовоспитание и его роль в развитии личности
Дипломная Работа На Тему Організація Позакласної Роботи З Математики
Курсовая Работа На Тему Вплив Митно-Тарифного Регулювання На Розвиток Міжнародної Торгівлі
Реферат: Риски в антикризисном управлении 2
Отдел пресмыкающиеся: ящерицы - Биология и естествознание презентация
Характеристика Китая - География и экономическая география презентация
Влажные экваториальные леса - География и экономическая география презентация