Компрессорная газов стабилизации.
Компрессорная газов стабилизации предназначена для компримирования газа дегазации конденсата и газа стабилизации конденсата до давления газа, выходящего из входных сооружений на завод СПГ. В компрессорной газов стабилизации устанавливаются 3компрессора 145К-1-1…3, работающих параллельно по схеме 2 рабочих + 1 резервный единичной мощностью 0,5 МВт. Давление нагнетания компрессоров принято равным давлению газа на входе в завод СПГ и составляет 7,0 МПа. Компремирование осуществляется в две ступени. После каждой ступени газ стабилизации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения 145ВХ-1…3 (после первой ступени) и 145ВХ-2-1…3 (после второй ступени). Перед подачей в компрессоры, а также после каждой ступени компримирования предусматривается сепарация газа от сконденсировавшихся углеводородов в сепараторах 145С-1…3. Выделенная в сепараторах углеводородная жидкость направляется на установку стабилизации конденсата. Компримированный газ стабилизации смешивается с потоком газа от входных сооружений на завод СПГ.
Технология и техника добычи газа и конденсата.
Проблемы осложнений при эксплуатации скважин и методы их решений
Проблема скопления жидкости в газоконденсатных скважинах
Эксплуатация газоконденсатных скважин часто осложняется в результате влияния жидкости, представляющей смесь углеводородного конденсата и воды. Данная смесь поступает в скважину как в результате их конденсации из парообразных фаз, находящихся в газе, при его движении по стволу скважины, так и в результате притока из пласта уже в жидкой фазе. В начальный период разработки залежей при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом объеме жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа и увеличения количества жидкости, поступающей в скважину, за счет увеличения влагосодержания и конденсатонасыщенности газа вследствие снижения пластового давления, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины и происходит накопление ее столба на забое. Это приводит к увеличению противодавления на пласт и снижению дебита скважин, способствует прекращению притока газа из низкопроницаемыхпропластков и даже полной остановке скважины (самозадавливание).
|
|
|
Для удаления жидкости с забоя скважин поток газа должен обладать достаточно высокой скоростью, способствующей образованию смеси газа и мелкодиспергированной жидкости.
Данный критерий может являться расчетной методикой для определения минимального дебита для выноса жидкости с забоя скважины при некоторых допущениях. Необходимо учитывать изменение свойств газа и жидкости в зависимости от изменения давления и температуры. При падении давления на устье скважины и снижения температуры газа скорость потока может оказаться недостаточной для подъема жидкости по стволускважины. Такженеобходимо учитывать минерализацию воды при расчете ее плотности и поверхностного натяжения.
|
|
|
На (Рисунок 4.1.2) и (Рисунок 4.1.3) представлены графики зависимости минимальных значений дебитов скважин, необходимых для выноса жидкости, от забойного давления для условий эксплуатации скважин Южно-Тамбейского месторождения для пластов ПК1, ТП7 и ТП26 соответственно.
Одним из методов борьбы со скоплением жидкости в стволе скважин является установка лифтовых колонн меньшего диаметра. Однако необходимо подчеркнуть, что традиционный метод замены колонны НКТ, выполняемый с глушением скважин, является крайне нежелательным, так как в условиях пониженного пластового давления нередко вызывает значительную кольматацию пласта жидкостью глушения и снижение продуктивных характеристик скважины.
Рисунок 4.1.1 – Минимальное значение дебита газовых скважин пласта ПК1, при котором происходит вынос жидкости, для различных диаметров НКТ.
Рисунок 4.1.2 – Минимальное значение дебита газоконденсатных скважин пласта ТП7, при котором происходит вынос жидкости, для различных диаметров НКТ.
Рисунок 4.1.3 – Минимальное значение дебита газоконденсатных скважин пласта ТП26, при котором происходит вынос жидкости, для различных диаметров НКТ.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 895; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!