И УКПГ (ДКС) СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Так, улучшение работы входных сепараторов на УКПГ сеноманских залежей и применение ряда известных дополнительных технологических приемов позволяет существенно понизить актуальность проблемы постепенного засоления ДЭГа, острота которой, как нетрудно понять, возрастает при сокращении технологических потерь гликоля за счет его механического уноса. В Уренгойгазпроме сейчас проводятся проработки новой технологии (Ефимов Ю.Н.) так называемого горячего осаждения солей из НДЭГа. В случае успеха подобной оригинальной, но вместе с тем и простой технологии, каких-либо более серьезных и радикальных решений фактически в настоящее время не потребуется (в качестве радикальных и наиболее эффективных методов, с точки зрения обеспечения качества циркулирующего гликоля, здесь можно упомянуть развиваемые в последнее время во ВНИИгазе дистиляционные подходы [37-38]). Другой пример - перевод установок регенерации гликолей с огневого подогрева на подогрев с использованием термостойких проме- [c.31]

В работе [18] в рамках развиваемого подхода дан прогноз технологических потерь гликоля на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского месторождения для различных вариантов разработки месторождения вплоть до 2000 г. (включительно). Сделан вывод, что в настоящее время пока что не представляется возможным дать достоверный прогноз технологических потерь ДЭГа до 2010 г. из-за ненадежности прогноза показателей работы УКПГ. Работа по повышению степени достоверности долгосрочных прогнозов функционирования наземных газопромысловых систем и, следовательно, прогноза технологических потерь химреагентов проводится в НТЦ Уренгойгазпрома. Здесь имеется один организационно-технический момент отсутствие полного взаимопонимания в работе специалистов, занимающихся вопросами разработки месторождениями специалистов по на- [c.12]

Фактический удельный расход метанола по УКПГ сеноманской залежи (г/ЮООм ) [c.21]

Нормирование расхода ДЭГа и ТЭГа на установках осущки газа, текущий анализ фактических потерь гликолей и их сопоставление с плановыми нормами позволяют выявить "узкие" места технологического процесса и наметить мероприятия по сокращению эксплуатационных затрат на УКПГ сеноманских залежей. [c.30]

Проанализированы возможности внедрения систем двухступенчатой осушки газа на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского месторождения в целях обеспечения требуемых кондиций товарного газа в период компрессорной эксплуатации месторождения (при подключении ДКС до абсорбера). Представлены результаты промысловых испытаний процесса на УКПГ-3 и 12. Обоснована перспективность рассматриваемого процесса и даны рекомендации по его использованию на других УКПГ Уренгойского месторождения. [c.61]

Здесь следует детальнее остановиться на проблеме уменьшения уноса ДЭГа из абсорберов с осушенным газом в паровой фазе. Это сейчас становится актуальным при массовом подключении ДКС в голове технологического процесса осущки газа на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского месторождения, что приводит к повышению на 10-20 °С температуры контакта в абсорберах (в последнее время более половины установок осушки Уренгойского промысла уже реконструированы таким способом, что серьезно заострило проблему качества товарного газа, поставляемого в магистральные газопроводы). Как следствие повышения температуры контакта возрастает паровой [c.32]

А.H., Грицишин Д.Н., Абсалямова А.Х. Методический подход к прогнозной оценке эффективности работы аппаратов абсорбционной осущки газа и расхода диэтиленгликоля по УКПГ сеноманской залежи Уренгойского ГКМ на долгосрочную перспективу. НТС. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М. ИРЦ Газпром, 1997, №9-10, с.23-39. [c.46]

В настоящее время предупреждение процесса гидратообразования в шлейфах ЯГКМ осуществляется путем ввода антигидратно-го ингибитора - метанола в поток газа в устье скважин. Причем удельный расход метанола на УКПГ сеноманских залежей определяется вручную обслуживающим персоналом естественно, в этом случае точность определения расхода метанола является невысокой, отличается низкой оперативностью и во многом зависит от квалификации обслуживающего персонала. [c.59]

Настоящая методика разработана ЦНИПР Ямбурггаздобыча и может быть применена на УКПГ сеноманских залежей северных месторождений при проведении обследования оборудования, контрольных измерениях, исследователь- [c.202]

По проекту на УКПГ сеноманской залежи Ямбургского месторождения предусмотрено охлаждение осушенного газа до температуры минус 1 °С перед подачей в МГ. При этом в жидкую фазу выделяется некоторое количество ДЭГа как за счет коагуляции мелкодисперсных капель, так и из-за изменения равновесных условий системы. Не исключено образование в системе и жидкой углеводородной фазы. [c.24]

Для сбора газа на УКПГ сеноманских залежей Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, принята коллек-торно-кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод-шлейф 0530 мм, при этом имеются как короткие (1 2 км), так и очень длинные шлейфы (до 12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия АД-1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод 057 мм. В начальный период разработки сеноманской залежи давление газа составляло 9,4- 9,8 МПа при температуре 10 16 °С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования газа сеноманской залежи при этих давлениях составляет 12н-13°С. Следовательно, часть шлейфов (главным образом длинные) работала в режиме гидратообразования [1]. [c.25]

Таким образом, УКПГ сеноманской залежи после ввода в действие ДКС Н-ой очереди работают в очень жестком режиме по обеспечению требуемого качества газа (фактически на пределе своих технологических возможностей). В связи с этим Уренгойгаз-промом совместно с ВНИИгазом разработана модифицированная технологическая схема с предварительной осушкой газа до абсорберов, которая принципиально позволяет решить возникшую проблему. По теоретическим проработкам эта модифицированная технология осушки газа позволяет обеспечить с достаточным запасом требования по глубине осушки газа как за счет предварительной подсушки газ а, так и за счет расширения возможностей охлаждения газа после ДКС первой ступени (второй очереди) в ABO типовой конструкции и, соответственно, снижении температуры контакта газа в основном абсорбере (вплоть до реализации осушки газа в основном абсорбере при низких температурах контакта - технология осушки газа при температурах контакта до О °С была проверена на Уренгойском промьюле еще 12 лет назад и показала свою работоспособность). [c.17]

РЕАЛИЗАЦИЯ ДВУХСТУПЕНЧАТОЙ ОСУШКИ ГАЗА НА УКПГ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.36]

Приведены данные, характеризующие влияние глубины осушки газа на количество жидких отходов, образовавшихся в газотранспортной системе (ГТС). Показано, что при подготовке газа сеноманских залежей к транспорту абсорбционным способом, независимо от глубины осушки газа, на участке ГТС от УКПГ до головной или линейной ДКС образуется жидкая фаза. Сделан вывод о целесообразности дополнительной обработки жидкой фазы, улавливаемой во входных сепараторах головных и линейных ДКС газотранспортных систем. [c.59]

На УКПГ сеноманской залежи Ямбургского ГКМ подготовка газа к транспорту осуществляется по типовой схеме гликолевой осушки газа с использованием отечественного оборудования. В качестве абсорбента используется диэтиленгликоль (ДЭГ). [c.3]

Абсорберы А-1 осушки газа УКПГ сеноманской залежи [c.12]

На Ямбургском месторождении установки абсорбционной осушки газа сеноманской залежи обустроены с применением МФА производительностью 10 млн. м /сут. Технологии данных УКПГ от примененных на Медвежьем и Уренгойском месторождениях в основном отличаются другим типом установок регенерации гликоля. [c.10]

Целесообразность перевода печей регенерации гликоля на всех УКПГ сеноманской залежи в режим однофазного нагрева раствора абсорбента с целью создания более легких условий эксплуатации. [c.29]

Анализ результатов ГИС (материалы ООО Ямбурггаздобыча ) по определению уровня ГВК и результаты гидрохимического контроля позволили выявить следующий характер и масштабы обводнения сеноманской залежи за период ее эксплуатации. В начальный период эксплуатации месторождения (1986-1990 гг.), по данным разведочных и первых эксплуатационных скважин, поверхность начального положения ГВК имела наклон с юго-запада (УКПГ-1, -2) на се-веро-восток, в пределах абсолютных отметок 1162-1172 м. Особенностью поверхности ГВК является его сложная морфология по площади, обусловленная литологической неоднородностью пород, действием капиллярных сил и образованием переходной газоводонасыщенной зоны, мощность которой достигает нескольких десятков метров. [c.51]

Уже в начальный период эксплуатации сеноманской залежи было обнаружено наличие конденсата в газе УКПГ-1С, причем регламентом на эксплуатацию постоянное поступление конденсата на установку не предусмотрено. В связи с этим Управление научно-исследо-вательских и производственных работ [c.66]

Результаты хроматографических и физико-химических исследований проб подтверждают принадлежность поступающего на УКПГ-1 С конденсата к сеноманской залежи. Так как в регламенте на эксплуатацию УКПГ-1 С не предусмотрено фактическое содержание конденсата в газе сеноманской залежи, сепараторы С-1 его не улавливают. Это вызывает проблемы при эксплуатации аппаратов последующей технологической цепочки и влияет на технологический процесс, приводит к попаданию конденсата в абсорбер и повышенному [c.68]

В середине декабря Газпром ввел в эксплуатацию вторую установку комплексной подготовки газа (УКПГ-2С) на сеноманской залежи Заполярного газонефте-конденсатного месторождения. На момент пуска на УКПГ-2С работало 34 скважины, которые обеспечивали добычу газа в объеме 26,5 млн кубометров в сутки. Тогда же были подготовлены к работе еще 27 скважин. Их ввод в эксплуатацию состоялся до конца 2002 года, что позволило увеличить добычу газа на установке до 50-60 млн кубометров в сутки. Планируется, что УКПГ-2С будет выведена на проектную мощность (32,5 млрд кубометров в год) в третьем квартале 2003 года. [c.4]

Представляется целесообразным пересмотреть общие принципы выбора мощностей блока регенерации гликолей. В настоящее время мощность блока регенера1уш определяется исходя из дараметров газа в период падающей добычи (исходя из параметров газа перед ДКС),когда газ имеет низкое давление и,следовательно большую равновесную влажность. Это обусловливает ее большое значение.Как правило, применительно к этим условиям выбирается также резервная мощность блока регенерации. К примеру,для УКПГ Ямбургского месторовдения (сеноманская залежь) на три рабочих блока регенерации гликоля общей мощностью 60 т/ч запроектирован один резервный блок мощностью 30 т/ч. В данном случае можно бшо бы не проектировать-резервный блок, так как каждый блок имеет рабочую резервную мощность. Необходимо было бы все блоки регенерации связать соответствующими коммуникациями. [c.42]

Толщина стенки трубы шлейфа определяется из расчета на прочность при давлении, равном начальному статическому давлению на устье скважины до начала эксплуатации залежи, или на давление, равное 16 МПа при > 16 МПа. Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0,05-0,1 МПа на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102,125 или 150 мм. При движении газа с куста скважин до УКПГ диаметр выкидной линии равен 200, 325 и даже 426 мм (сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения). [c.367]

УКПГ . Метанол для предупреждения гидратообразования в системе сбора газа подается на устье скважин и в поток газа на входе в УКПГ. Расход ингибитора для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин зависит не только от их протяженности, но и от характера теплообмена с окружающей средой (в частности, наличия заболоченных участков по трассе трубопроводов), особенностей смешения потоков газа с более низкой температурой из низкодебитных скважин, а также выносом пластовой воды из скважин. Анализ режимов эксплуатации систем сбора газа сеноманской залежи показывает, что в настоящее время теплоизолированные коллекторы работают в стабильных безгидратных режимах при их протяженности не более 4 - 4,5 км. При большей их протяженности в зимнее время [c.20]

Для чисто газовых месторождений Западной Сибири об-ш,епризнанным сейчас считается положение о том, что наибольший удельный расход метанола имеет место в начальный период разработки сеноманской залежи, поскольку по мере эксплуатации давление в залежи (а, следовательно, и на устье скважин) падает, тогда как температура газа на устье скважины почти не меняется во времени. Таким образом, в ходе эксплуатации сеноманская газосборная сеть УКПГ постепенно выходит из гидратоопасных термобарических параметров. До настоящего времени вышеописанная ситуация динамики расхода метанола практически имела место на Уренгойском промысле за последние 10 лет эксплуатации сеноманской залежи среднегодовой удельный расход метанола постепенно снизился с 50 до 30-34 г/1000 м газа (см. табл.2). [c.21]

Промысловая подготовка газа сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона производится методом абсорбционной осушки. Расчетная мощность действующих и запроектированных установок абсорбционной осушки газа (более 30 УКПГ) в регионе составляет около 650 млрд.м /год. В зависимости от геокриологической характеристики грунтов осушенный газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (ABO) до отрицательной температуры в зимний период и до температуры 10...20 °С в летний период, кроме Ямбургского месторождения, на котором предусмотрено круглогодичное охлаждение газа до температуры [c.26]

В обзоре проанализировано состояние технологического оборудования основных объектов Ямбургского ГКМ. Приведены результаты комплексного обследования технологического оборудования УКПГ-1В и УКПГ (ДКС) сеноманской залежи. Отмечены недостатки в работе и конструкции оборудования входных сепараторов, низкотемпературных сепараторов, абсорберов, аппаратов для разделения жидких смесей, теплообменного оборудования и др. Даны конкретные рекомендации по модернизации и реконструкции каждого вида оборудования и предварительные предложения по повышению качества подготовки газа. [c.2]

Ниже представлены описания проектных решений по компоновке плана размещения технологических и вспомогательных объектов (генплана) на площадке УКПГ на примере Заполярного месторождения (сеноманская залежь), которые б ли впервые разработаны и предложены авторами на основе результатов анализа риска взрывов и пожаров. Рассмотрены также мероприятия по обеспечению взрыво- и пожаробезопасности технологических объектов. [c.54]

На Ямбургском газоковденсатном месторождении подготовка газа сеноманской залежи к транспорту осуществляется на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) с использованием в качестве осушителя диэтиленгликоля (ДЭГа). Обработка газа происходит в абсорберах, работающих как многофункциональные аппараты (МФА), в которых происходят процессы сепарации, абсорбции и улавливания гликоля (коагуляции), уносимого в виде мелкодисперсных капель с осушенным газом. [c.8]

Алгоритм программного комплекса позволяет рассчитать показатели любых промысловых установок, обрабатывающих пластовую продукцию чисто газовых (сеноманские залежи) и газоконденсатных местороясдений, включая дожимные компрессорные станции с газотурбинными установками (ГТУ). Учтена возможность включения УКПГ в себя все виды разделителей и сепараторов (сепараторы, [рехфазные разделители, выветриватели, сборные емкости и т.д.), абсорберы для осушки газа, блоки регенерации насыщенных растворов метанола и гликоля, турбодетандерный агрегат (ТДА), дожи мной компрессор и т.д. [c.44]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология