Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

Введение

На протяжении последних 25-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90 % доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 году бурением поисковой скважины №2. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс. м3/сут. Месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской низменности на Тазовском полуострове в 60 км северо-западнее Уренгойского и в 80 км северо-восточнее Медвежьего месторождений. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях Ямбургского месторождения.

Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 15 лет и в настоящее время вступило в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Для сбора газа на УКПГ Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно - кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ø 530 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (более 8 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ø 57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4 - 10,0 МПа при температуре 10 - 16˚С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12 - 13˚С следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.

Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола, подаваемый на устье скважин. В данном дипломном проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины и в шлейфы для предотвращения выпадения гидратов.

1. Геологическое строение Ямбургского месторождения. Геолого-промысловая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).

Населенные пункты здесь отсутствуют. Дорожная сеть на площади работ отсутствует. База Тазовской нефтеразведочной экспедиции, осуществляющей разведку на Ямбургской площади, находится в посёлке Таз-Сале (в 160-170 км к юго-востоку от месторождения). В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также вертолётами. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГЗК СССР, являются: Уренгойское - в 60 км южнее рассматриваемого, Медвежье - 80 км юго-западнее и Новопортовское - 90 км северо-западнее.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

При обустройстве газопромысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением “Аэрогеология”. Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси - 65млн.м3 , а кирпично - керамзитовых глин - 225млн.м3.

В 50-60 км на юго-восток от площади выявлено Харвутинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд.м3.

Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты толщиной 200-300 м и слабосезонное оттаивание почвы (0.4-0.5) м.

Район работ расположен в тундровой зоне. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая. Наиболее низкая температура в январе, феврале -58оС. Наиболее теплый месяц - август, в отдельные дни температура +28...+30 оС, а при вторжении арктических масс воздуха понижается до -5...-6оС. Среднегодовая температура -8..-10оС. Среднегодовое количество осадков составляет 350-400 мм, основная часть выпадает в осенне-весенний период. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность -1 человек на 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озёрах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних.

Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра роля централизованного водоснабжения использоваться не могут из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоёмов глубиной не менее 5-6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р.Таб-Яха ).

Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

В сеноманских отложениях разведана газовая залежь массивного типа с глубиной залегания 1000-1210 метров. Максимальная газонасыщенная толщина-205 метров. Состав газа-99% метан. Начальное пластовое давление 117 атм., пластовая температура-280С. Запасы газа-более 5 трлн.м3. Продукция-природный метановый газ.

В неокомских отложениях выявлено 10 газоконденсатных залежей с содержанием конденсата до 100 г/м3. Глубина залегания 2500-3200 м. Пластовые давления 260-320 атмосфер, температура 65-870С. Запасы газа более 1 трлн.м3, конденсата-100 млн.т. Продукция-природный газ и газовый конденсат.

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 - 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.

Состав газа, % объемные [10]:

СО2 0,2 - 0,30,7 - 1,7

Не 0,01 - 0,02

Аr 0,01 - 0,03

Н2 0,002 - 0,04

СН4 97,8 - 99

С2Н6 0,0 - 0,15

С3Н8 0,0 - 0,02

С4Н10 следы

Рис. 1.1 - Ямбургское месторождение (сеноман)

Общие запасы месторождения: 5059 млрд.м3

Показатели принятого варианта:

•Годовой отбор 185 млрд.м3 (4.2% от нач. зап.)

•Период нарастающей добычи 6 лет

•Период постоянной добычи 12 лет

•Средний рабочий дебит на период постоянной добычи 1000 тыс.м3/сут

•Допустимая эксплуатация скважин в начальный период до 4 лет с рабочим дебитом 1500 тыс.м3/сут

•Начальные рабочие депрессии на пласт 0,2-0,3 МПа

•Предельная депрессия на пласт на конец постоянной добычи 0,6 МПа

•Необходимый эксплуатационный фонд скважин (с учетом 20% резерва) 673 ед.

•Количество скважин в кусте 4-8 ед.

•Расстояние между кустами 2.5-4 км

•Расстояние между устьями скважин в кусте 40 м

•Расстояние между забоями скважин в кусте 150-200 м

•Бурение скважин осуществлять наклонно-направленным способом с отклонением забоя устья по вертикали 250 м

•Конструкция эксплуатационных скважин

эксплуатационная колонна 219 мм

лифтовая колонна (НКТ) 168 мм

•Наблюдательный фонд скважин, в т.ч. 113 ед.

для контроля за мерзлотой 35 ед.

для наблюдения за разработкой 78 ед.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна. Ниже даётся краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

Юрская система

На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м. и 30 м. соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргилитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцементированных и песчаников серых, крепких, кремнисто-глинстых, реже известковых.

Меловая система (нижний мел)

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас-нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.

Вартовская свита (верхневаланжин-готерив-баррем) подразделяется на три подсвиты -нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов ( пласты БУ13-БУ39 ).

Всего в составе нижней подсвиты (верхневаланжин-готерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргилиты более тёмные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (аптальб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.

Верхний мел

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.

Толщина отложений 24-88 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами тёмно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.

Толщина березовской свиты 255-448 м.

Ганькинская свита (маастрихтдатский яруса) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. Толщина отложений 204-322 м.

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен ) и люлинворскую (эоцен) свиты.

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов тёмно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин. Толщина свиты 226-274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми. Толщина свиты 153 м.

Четвертичная система.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина до 145 м.

Тектоника [8].

Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам (“Г”, “М”, “В”, “Б” ) и данным бурения. По кровле отрожающего горизонта “Б” (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой - 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 55 х47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского к.п. расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая “В” (пласты БУ15-БУ7) относительно нижележащих горизонтов, “В11”, “В2” , “В12” (пласты БУ08-БУ11). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08-БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту “В11”. Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ19-БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134-130-110-124-146-107-144 , где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ38 и БУ19.

По кровле фундамента - отражающий горизонт “А” представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.

2. Состояние разработки Ямбургского газоконденсатного месторождения [8], [9].

.1 Cеноманская залежь

Разработка сеноманской залежи ведется с 1986 года и в настоящее время вступило в стадию падающей добычи. В эксплуатации находятся УКПГ-1-7 Ямбургской площади и ЭУ-8 Харвутинской площади.

По состоянию на 1.01.2003 г. из сеноманской залежи ЯГКМ с начала разработки добыто 2380.9 млрд.м3, что составляет 44% от запасов газа, при этом из Ямбургской площади - 2349.58 млрд.м3 или 59.7 %. Добыча газа за 2002 г. составила 144.6 млрд.м3. В целом по сеноманской залежи незначительное отставание фактического уровня добычи от проектного сопровождался недобором газа из Ямбургской площади в объеме 3,76 млрд. м3. Компенсация добычи происходила за счет работы скважин ЭУ-8 Харвутинской площади с повышенными дебитами. Фактический отбор из Харвутинской площади выше проекта на 3 млрд. м3, что составляет 54.5%.

В течение 2002 года наблюдалось увеличение добычи газа из месторождения относительно проектного уровня в 1 и 4 кварталах на 2.9 млрд. м3 и 1.7 млрд. м3 соответственно. Максимальная добыча из месторождения составила 41.6 млрд. м3 в первом квартале, что превысило проект на 8%, минимальный уровень соответствует III кварталу - 27.8 млрд. м3, что на 5.7 млрд. м3 или 20% меньше проектного. Необходимо отметить, что процесс добычи газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения характеризуется резко выраженной сезонной неравномерностью, которая обусловлена не только динамикой потребления газа, но и сложившейся системой обустройства.

Несоответствие технологических показателей по зонам УКПГ-1 и 5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5. При этом фактическое число эксплуатационных скважин на УКПГ-1 стало ниже проектного, соответственно добыча снизилась за 2002 год относительно проекта на 5.7 млрд. м3 .

Похожая картина наблюдается и в 2003 году (рис. 2.1). В целом по месторождению в I квартале добыча газа составила 38.7 млрд.м3, что на 0.6 млрд.м3 больше проекта, во II квартале 33.5 млрд.м3. По состоянию на середину года из Ямбургской площади недобрали 2,2 млрд. м3. Суммарная фактическая добыча на УКПГ-1 и 3 была на 5 млрд. м3 меньше проектной, в то время как на УКПГ-6 и ЭУ-8 сверх проекта добыто 5,3 млрд. м3. Это стало возможно в связи с вводом второй очереди ДКС на УКПГ-6 и непроектным технологическим режимом работы 50 скважин на ЭУ-8.

Рис. 2.1 - Динамика добычи газа в 2003 г.

Постоянно ведется анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения. Характерным для месторождения оказалось постоянное снижение среднего дебита без установления периода установившегося дебита, как было заложено в первом проекте разработки, на текущий момент средний дебит составляет 517 тыс.м3/сут. Снижение уровней добычи по УКПГ происходило в периоды, когда наблюдалось отставание обустройства (ввод новых скважин и вторых очередей ДКС). В последние годы эксплуатация происходила с превышением годового отбора над проектными значениями УКПГ-2 за счет внутрипластовых перетоков из соседних зон, УКПГ-4 за счет ввода дополнительных эксплуатационных скважин.

Распределение величины средних дебитов по участкам залежи напрямую зависит от ФЕС и текущего пластового давления, для центральной зоны Ямбургской площади текущие средние дебиты выше и составляют от 650 до 717 тыс.м3/сут, а для периферийных зон (УКПГ-4) они значительно ниже - 476 тыс.м3/сут.

В процессе разработки залежи снижается пластовое давление. Глубокая депрессионная воронка в центральной части залежи достигла 34 атм, прогнозные расчеты показывают, что она будет продолжать углубляться в центральной части быстрее, чем в периферийной зоне, что в конечном итоге может привести к снижению конечной газоотдачи.

Пластовое давление по эксплуатационным зонам УКПГ - 1, 2, 3, 5, 6 на середину 2003 г. составляет от 35.9 до 39 атм; по зонам УКПГ - 4, 7 оно выше и достигает - 47.5 и 50.2 атм соответственно; по ЭУ-8 - 72 атм. Максимально снизилось давление до 33 атм в районе кустов 606 и 209. Темп падения пластового давления в эксплуатационных зонах в среднем составляет 3-5 атм в год. На рис. 2.1 показана карта изобар по состоянию на 1.07.2003 г.. В центральной части эксплуатационного участка пластовое давление в районе расположения куста 801 снизилось до 59 атм, что составляет 50% от начального пластового давления при отборе 12% от начальных запасов ЭУ-8. Перепад пластового давления между центральной частью (район кустов 801, 802) и периферией составляет более 50 атм. Величина устьевого давления определяет необходимость компримирования газа с определенной степенью сжатия, средние значения устьевого давления на Ямбургской площади составляют на середину года от 27.6 атм до 35.5 атм.

В 2002 году отмечалось нарастание процесса обводнения скважин пластовыми водами из-за подтягивания к скважинам собственно пластовых вод сеноманской залежи. На начало 2003 года число скважин, работающих с пластовой водой, составило 271 единицу.

Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин. Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице.

Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

Рис. 2.2 - Карта изобар по состоянию на 01.07.2003 г.

Сеноманская залежь разрабатывается в условиях проявления упруго-водонапорного режима. Уровень подъема ГВК контролируется в наблюдательных и пьезометрических скважинах. Кусты и отдельные наблюдательные скважины с ярко выраженным подъемом ГВК по состоянию на 1.1.2003 г. сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Уровень подъема ГВК

На рисунке 2.3 представлена карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.2003 г, построенная во ВНИИГАЗе. Продвижение воды носит неравномерный характер. Наиболее выраженный подъем отмечается в зонах с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами УКПГ-1 и 6, что в значительной степени объясняется непроектными отборами в начальный период разработки. Статическое положение уровня ГВК связано с прохождением глинистых пород, время стабилизации изменяется от нескольких месяцев до 2 - 3 лет. Чем меньше толщина глинистых прослоев, тем меньше их латеральное распространение, тем быстрее происходит их обход текущим ГВК. В высокопроницаемых породах скорость подъема составляет 0.75 м/мес., в заглинизированных - 0.09 м/ мес., в глинах и коллекторах с начальным градиентом давления движения нет.

Рисунок 2.3 - Карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.03

Темп подъема ГВК в последние годы вырос и достигает на отдельных участках 6 м/год. Объем внедрившейся воды в залежь на 1.01.2003 г. по оценке лаборатории подсчета запасов углеводородов ВНИИГАЗа составил свыше 2.4 млрд. м3, что соответствует чуть более 9% от газонасыщенного порового объема.

Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин.

Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице. Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

И в заключении этого подпункта, приведём таблицу оценки уровней добычи газа по Ямбургскому месторождению (Сеноман) в 2004 году.

Таблица 2.2 - Оценка уровней добычи в 2004 г.

квартал

2 квартал

3 квартал

4 квартал

Общие сведения об УКПГ - 5 [10].

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.

В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 (фактически 32) млрд.м3/год, с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд.м3 в год.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская - системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-5 в 1997 году вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) I-я очередь, а в ноябре 2002 года II-я очередь, расположенная перед установкой осушки газа.

В 1999 году введена в эксплуатацию установка огневой регенерации гликоля (ТЭГ). Со времени пуска УКПГ осушка газа производилась ДЭГом, подаваемым по дэгопроводу от УКПГ-2. С 2005 года вновь переведена на ДЭГ.

Установка пущена в эксплуатацию 28 января 1988 г.

Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

среднее пластовое давление - 11,73 МПа;

динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;

температура газа на устье - 13 - 14оС

Параметры газа на конец 2004 года:

среднее пластовое давление - 3 МПа

динамическое давление газа на устье - 2,2 МПа

давление газа на входе в ППА - 1,6 МПа

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,0-5,5 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн.м3/сут.

Восстановление осушителя - на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов ТДА 10 - 13 производительностью 10 млн.м3/сут.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

пункт переключающей арматуры (для приема газа с кустов скважин);

обводной коллектор ГО (для пуска газа минуя УКПГ и ДКС);

узел подключения ДКС к УКПГ (для приема газа с ГП на ДКС);

первая и вторая очередь ДКС (для компремирования газа);

- установка очистки газа (УОГ - очистка газа от механических примесей и капельной жидкости);

блок подготовки топливного и импульсного газа (БПТиИГ - для подогрева топливного и импульсного газа);

компрессорный цех с ГПА (газоперекачивающие агрегаты - элементы ДКС);

установка АВО газа ДКС (охлаждение компремированного газа)

технологический корпус осушки газа (окончательная очистка и осушка газа);

установка АВО газа ГП (охлаждает сухой газ до температуры 0 -20С);

КТП АВО газа, КТП ЦПГ, КТП вспомогательных помещений (для энергоснабжения объектов ГП)

технологический корпус регенерации ДЭГа (для отделения воды из ДЭГа и подачи последнего на осушку газа);

установка печей огневого подогрева ДЭГа (подогрев гликоля для последующего выпаривания воды);

установка подогрева теплоносителя (для теплоснабжения ГП);

РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная (для запаса воды на ГП);

блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды (снижение давления газа для потребителяей);

установка воздухосборников ( для запаса воздуха питания КИПиА);

установка отключающих кранов УОК (для подключения к МПК);

подогреватель газа (для подогрева газа собственных нужд);

склад ДЭГа, метанола и ГСМ, блок-бокс насосных ДЭГ, метанола и ГСМ (для запаса химреагентов и их перекачки );

компрессорная воздуха КИП (для питания приборов КИПиА);

система внутрипромысловых коллекторов (для объединения узлов и агрегатов промысла в единую систему);

система сброса газа на свечу (для опорожнения технологических трубопроводов и аппаратов);

ГФУ (для утилизации промышленных и хозяйственных стоков);

блок подсобно-производственных помещений (для размещения оперативного персонала ГП);

аварийная дизельная электростанция (для аварийного энергоснабжения ГП);

ЗРУ (для приема, замера и распределения электроэнергии по КТП );

блок вспомогательных помещений (для размещения ремонтного персонала ГП);

КНС (для перекачки канализационных стоков);

станция автоматического локального пожаротушения (для ликвидации пожаров).

БВС (Щ-02) (административное здание со столовой).

.2 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов

Изготовляемая продукция - газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».

Технические требования для природного газа приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны

Реагенты используемые в производстве.

В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.

Таблица 2.4 - Характеристика метанола

Внешний вид - бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.

Диэтиленгликоль - ГОСТ 10136-77:

Внешний вид - слабоокрашенная в желтый цвет жидкость

Химическая формула: СН2 ОН-СН2 - О-СН2 - СН2ОН

Таблица 2.5 - Характеристика диэтиленгликоля

месторождение залежь гидравлический шлейф

Технологическая схема УКПГ - 5 показана на рисунке 2.4. [3]

2.4 Динамика и показатели разработки УКПГ-5

Внизу представлена динамика отборов, изменения числа скважин, дебита на УКПГ-5 и основные показатели разработки УКПГ-5.

Рисунок 2.4 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических отборов

Рисунок 2.5 - Сопоставление проектного (пунктир) и фактического числа скважин

Рисунок 2.6 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических средних дебитов

Из рисунка 2.5 видно, что фактические отборы газа с 1989 по 1995 годы были выше проектных, а дебиты скважин (рис. 2.7) почти всегда были ниже запланированных. Несоответствие технологических показателей по УКПГ-5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5.

В таблице 2.6 приведены эти и другие показатели разработки по УКПГ-5.

Таблица 2.6 - Основные показатели разработки по УКПГ - 5

2.5 Обоснование технологического режима работы эксплутационных скважин

На основании анализа режима работы скважин за период 2000-2002 г.г. были построены диаграммы распределения по значениям их рабочих депрессий и дебитов УКПГ-5 (рисунок 2.8 и 2.9). Вообще, по всему Ямбургскому месторождению, минимальный дебит был отмечен на скважинах эксплуатационной зоны УКПГ-4 (476 тыс.м3/сут), максимальный - на скважинах, входящих в зону эксплуатации УКПГ-2 (696 тыс.м3/сут). При этом большинство скважин на Ямбургском месторождении (до 63 %) работали в диапазоне с дебитами 500-700 тыс.м3/сут, превышающими проектные значения. На всех УКПГ четко определяется тенденция перехода скважин из диапазонов с высокими дебитами (750-1000 тыс.м3/сут) в среднедебитную категорию. Аналогичная ситуация происходит с распределением скважин по депрессиям (рисунок 2.8). По сравнению с 2001 годом на УКПГ-5 уменьшается число скважин с депрессиями 4-6 атм и большинство эксплуатационного фонда работает с депрессиями 1.5-4 атм. Это вызвано общим сокращением годового отбора в 2002 году на 17 млрд.м3.

По результатам проведенного выше анализа эксплуатации скважин, а также по данным их газодинамических исследований, геологической службой ЯГД устанавливается технологический режим работы скважин на предстоящий квартал текущего года.

Проект этого технологического режима работы скважин представляется на согласование во ВНИИГАЗ, после чего поступает на утверждение руководству ОАО «Газпром».

Тщательный анализ поступающих на согласование материалов показал, что в зимний период технологический режим работы скважин устанавливается по отдельным скважинам с превышением допустимых депрессий на пласт. По некоторым участкам отборы газа превышали проектные величины. Так, например, по ЭУ-8 в зимний период отборы газа составили более 2 млрд.м3 за квартал вместо - 1.5 млрд.м3. Естественно, по отдельным скважинам установленные технологические параметры были завышены.

Рисунок 2.7 - Диапазон распределения депрессий

Рисунок 2.8 - Диапазон распределения рабочих дебитов

В представленном на утверждение технологическом режиме работы скважин по УКПГ-1-7 и ЭУ-8 на 2003 год приведены основные геолого-технические данные по всему действующему фонду скважин, их эксплуатационные характеристики на конец предыдущего квартала. Например, по оптимальному технологическому режиму за 3 квартал 2003 года отбор может составить 30.9 млрд.м3. По допустимому технологическому режиму по всем УКПГ он составляет 36.7 млрд.м3 за квартал. Таким образом, в технологическом режиме, представляемым ООО «Ямбурггаздобыча», даны только крайние значения возможных отборов. По дополнительной информации, запрошенной нами у ООО «Ямбурггаздобыча», среднесуточные помесячные отборы газа составили: за июль-338 млн.м3/сут; за август - 350 млн.м3/сут; за сентябрь - 389 млн.м3/сут. Всего за 3 квартал отбор газа из сеноманской залежи составляет 33 млрд.м3, что соответствует плановому заданию, утвержденному ОАО «Газпром» на 3 квартал 2003 года.

Проектом предусматривалась добыча в этот период в объеме 34.6 млрд.м3. По нашим же оценкам, с учетом фактического обустройства месторождения (с вводом вторых очередей ДКС), выбытием эксплуатационного фонда скважин и отставанием ввода новых, максимальный отбор газа в 3 квартале мог бы составить 34.1 млрд.м3, что ниже проектного уровня всего на 0.5 млрд.м3.

Из вышеизложенного следует, что для экспертизы представляемого технологического режима работы скважин полученной информации недостаточно. В связи с этим необходимо разработать отраслевой стандарт по составлению и предоставлению технологического режима работы скважин с полным объемом используемой информации.

Для этих целей, прежде всего, должны регулярно проводиться замеры пластового давления, газодинамические исследования скважин и специальные по установлению критериев, ограничивающих их по эксплуатации. При наличии указанной информации можно предложить следующий порядок расчета технологического режима работы скважин:

За рассматриваемый период необходимо установить снижение пластового давления по каждой скважине. Это может быть сделано путем экстраполяции фактической кривой падения пластового давления с привязкой на конкретную дату. Можно использовать также зависимость Рпл/Z от суммарного отбора по скважинам куста.

С учетом полученных критериев, ограничивающих эксплуатацию скважин, определяется рабочий дебит, депрессия на пласт и устьевое давление.

Так как скважины куста работают в общий шлейф, на основании выполненных расчетов устанавливается необходимое давление на его входе. При этом скважины, имеющие Ру £ Рвх.ш, эксплуатируются без ограничения.

Для скважин, в которых Ру> Рвх.ш, потребуется установка регулируемых штуцеров, чтобы обеспечить необходимый перепад давлений между устьем и входом в шлейф. Здесь Ру - устьевое давление; Рвх.ш - давление на входе в шлейф.

В заключение можно отметить, что особенно актуальна проблема эксплуатации скважин, объединенных в кусты, в период падающей добычи газа в условиях водо- и пескопроявления. В это время потребуется проведение тщательного анализа и необходимых расчетов по всем кустам с целью выдачи рекомендаций по режиму эксплуатации скважин и возможной реконструкции системы сбора газа.

3. Конструкция скважин Ямбургского ГКМ и схема сбора добываемой продукции

.1 Конструкция скважин

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 гр. Цельсия и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 3.1):

кондуктор- D=324 мм, Н=550 м;

эксплуатационная колонна - D=219мм, Н=1250 м (проектная глубина);

НКТ - в основном, D=168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 0С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.

В техническом описании приняты следующие обозначения :

КСО 168/219-21;

КСО - комплекс скважинного оборудования;

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

- условный диаметр лифтовых труб, мм;

-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- рабочее давление, МПа;

ПССГ 219-21;

ПССГ- пакер стационарно -съемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

3.2 Схема сбора и анализ работы шлейфов

Существующая газосборная система сеноманской залежи Ямбургского ГКМ включает в себя 7 УКПГ, ЭУ-8 Харвутинской площади, и межпромысловые коллектора, по которым газ подается на ГКС 1 и 2 для дальнейшего магистрального транспорта. Схемы сбора газа на УКПГ - лучевая и коллекторно-лучевая, диаметры шлейфов - 273, 325 и 530 мм, число скважин в кустах от 3 до 10. ГСС промыслов ЯГКМ характеризуются следующими основными параметрами:

УКПГ-1. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 90070 м, самый короткий 2800 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-2. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 56130 м, самый короткий 2250 м и протяженный 10000 м;

УКПГ-3. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 79240 м; самый короткий 790 м и протяженный 10400 м;

УКПГ-4. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 219 мм (суммарная протяженность 860 м), 273 мм (суммарная протяженность 10000 м), 325 мм (суммарная протяженность 48620 м) и 530 мм (суммарная протяженность 65250 м); самый короткий 800 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-5. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 65440 м; самый короткий 1380 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-6. Схема сбора - лучевая, диаметры промысловых газопроводов 325 мм (суммарная протяженность 8060 м) и 530 мм (суммарная протяженность 76110 м); самый короткий 3150 м и протяженный 7660 м;

УКПГ-7. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 21480 м), 325 мм (суммарная протяженность 22170 м) и 530 мм (суммарная протяженность 115870 м); самый короткий 680 м и протяженный 12250 м;

ЭУ-8. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 4640 м) и 325 мм (суммарная протяженность 16240); самый короткий 250 м и протяженный 3900 м;

При разработке Ямбургского ГКМ осуществляется статистическая обработка диспетчерской информации по тепловым и гидравлическим режимам работы трубопроводов системы сбора. Выполнен анализ фактической динамики изменения основных теплогидравлических параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС с 2000г. по июль 2003г для УКПГ-1,3,5,6,7,8.

Наиболее сложной динамикой отличаются кривые изменения потерь давления и гидравлической эффективности в коллекторе (шлейфе). Это объясняется причинами накопления жидкости в пониженных участках газопроводов, неустойчивостью в балансе термобарических и расходных характеристик газожидкостных потоков, сезонной и технологической неравномерностью в отборе газа, а также, недостаточно полной и достоверной информацией о технологических режимах работы ГСС. Например, анализ динамики изменения давления на УКПГ-3 показывает труднообъяснимую тенденцию к стабилизации и даже некоторому уменьшению перепадов давления в период с декабря 2002г по июнь 2003 года.

Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года по различным УКПГ составляют соответственно: УКПГ-1 - 2.4 ата, УКПГ-3 -1.3 ата, УКПГ - 5 - 2.5 ата, УКПГ - 6 - 2.5 ата, УКПГ - 7 - 3.4 ата, УКПГ - 8 - 18.7 ата.

На основе современных методик расчетов газожидкостных потоков изучены технологические режимы работы, изменение средних потерь давления и дебита и гидравлической эффективности коллекторов (шлейфов) на УКПГ-2 и УКПГ-4 за длительный период их эксплуатации с января 1997 года по июнь 2003 года. Выполнен анализ фактической динамики параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС, получены расчетные зависимости изменения входного давления и среднестатистического перепада давления на УКПГ-2 и УКПГ-4. Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года составляют соответственно: УКПГ-1 - 1.97 ата, УКПГ-4 - 2.59 ата.

В настоящий момент потери давления в системах сбора газа на УКПГ (в % от Ру) составляют - 3 % для УКПГ-3; 6-8 % для УКПГ-1,2,4,5,6; 15-20 % для УКПГ-7,8, и эти потери имеют тенденцию к увеличению. Гидравлическая эффективность шлейфов находится в интервале 0,75 - 0,90, при этом для УКПГ - 1,3,4,5,7 наблюдается устойчивая тенденция ее снижения, а для УКПГ - 2,6,8 она остается практически постоянной.

В соответствии с проведенными оценками, начиная с 2006 г. режимы работы шлейфов будут характеризоваться неустойчивыми (пробковыми) параметрами движения газожидкостной скважинной продукции. Вышеуказанное обстоятельство потребует учета особенностей многофазной перекачки скважинной продукции в случае проведения работ по модернизации существующей газосборной системы.

При выборе варианта переобвязки существующих промысловых ГСС и сооружения новых трубопроводов на конечной стадии разработки месторождения необходимо учитывать наличие развитого рельефа трассы протяженного газопровода и накопление значительных объемов жидкой фазы на его пониженных участках, которое способно приводить к конечным результатам, не согласующихся с представлениями обычной однофазной гидравлики.

Образования водных скоплений в шлейфах добывающих скважин способствует росту потерь давления и сильно осложняет работу сепарационных установок на УКПГ. Проблемы, которые возникают в связи с выходом из трубопровода жидкостных пробок большого объема, чаще всего связаны с изменением эксплуатационных условий. Выход на номинальную производительность после длительной работы с низким расходом, пуск трубопровода в эксплуатацию после приостановки перекачки, очистка трубопровода с помощью скребка приводят к появлению пробкового режима течения, возникающего вследствие взаимодействия фаз в местах соединения нисходящих и восходящих участков. Количество присутствующей в трубопроводе жидкости зависит от комплекса параметров, такие как профиль трассы трубопровода и расход перекачиваемой смеси, определяющих структуру течения жидкости и газа. Объем задержки жидкости при установившемся режиме течения оказывается очень большим при низком расходе и уменьшается с увеличением расхода. Расчеты показывают, что при низких скоростях в шлейфах существенно возрастает истинное содержание жидкой фазы. Для этих условий возможным технологическим методом снижения накопления жидкости и импульсного поступления пробок является поддержание объемов перекачки достаточных для перехода к дисперсно-кольцевому режиму течения.

С целью снижения энергозатрат на компримирование газа на ДКС УКПГ, ослабления негативных последствий нестабильной работы шлейфов и обеспечения надежной работы МПК можно рекомендовать проведение следующих мероприятий на шлейфах и МПК:

Проводить регулярно очистку шлейфов, уделяя особое внимание трубопроводам:

на УКПГ-1 - от куста 116;

на УКПГ-4 - от куста 407;

на УКПГ-6 - от кустов 608, 613, 614, 615;

на УКПГ-7 - от кустов 705 и 709, 715, 718;

Осуществить переобвязку газопроводной системы с целью подачи продуктов нескольких кустов скважин через один газопровод (возможно, повышенного диаметра), что позволило бы эксплуатировать эти шлейфы в кольцевом режиме перекачки газожидкостной скважинной продукции.

В качестве рекомендуемых мероприятий по обеспечению надежной работы ГСС представляется необходимым дооснастить ГСС новыми контрольно-измерительными приборами, и прежде всего, регуляторами давления типа «после себя» в конце шлейфов на входе в ЗПА УКПГ с целью большего разобщения двух систем - пласта и надземной трубопроводной промысловой обвязки. Кроме того, на кустовых площадках с целью обеспечения достоверной информации о технологических режимах работы скважин, что особенно важно на стадии падающих отборов газа, необходимо установить замерные линии под измерительную шайбу.

По фактическим данным, унос жидкости с УКПГ в МПК составляет до 20 мг/м3 газа, при этом на входе ГКС фиксируется количество 9 мг/м3. Для оценки влияния жидкости на гидравлическое сопротивление был проведён анализ её накопления в коллекторах и полный расчёт гидравлических схем. Поскольку методика расчёта предусматривает определение равновесного истинного влагосодержания, на каждом месячном шаге учитывалось поступление и вынос жидкости на отдельных участках МПК. Полученные в результате данные показывают, что в рассматриваемый период на всех участках коллектора реализуется кольцевой режим течения, истинное содержание жидкости не превышает 0.0002. Изменение общего содержания жидкости в МПК колеблется в пределах от 35 до 50 м3 в зимний и летний периоды соответственно. Эти данные позволяют определить расчётные величины истинного влагосодержания на входе в ГКС с учётом динамики накопления жидкости в системе трубопроводов и её выноса. Проведённый анализ показал, что изменение массы жидкости, накопленной в коллекторе из-за сезонной неравномерности не превышает 7.9 т/мес. (менее 12 %) и незначительно отражается на величине истинного влагосодержания на входе в ГКС. Очевидно, эта тенденция будет сохраняться и в последующий период эксплуатации МПК, пока в трубопроводах реализуется кольцевой режим течения.

4. Кристаллогидраты природных газов

.1 Общие сведения о гидратах

Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении М молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4 - 6,9) 10-10 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II - из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Состав гидратов первой структуры при заполнении восьми полостей гидратной решетки может быть представлен как выражение следующего вида - 8М-46Н2О или же как М-5,75 Н2О, где М - гидратообразователь. При заполнении только больших полостей это выражение может иметь следующий вид: 6М-46 Н2О или М-7,67 Н2О. В случае заполнения восьми полостей гидратной решетки состав гидратов второй структуры описывается выражением вида 8М-136 Н2О или же М-17 Н2О.

Выражения, описывающие гидраты отдельных компонентов природного газа могут быть представлены следующими формулами: СН4 ´ 6Н2О, С2Н6 ´ Н2О, С3Н8 ´ Н2О, С4Н8 ´ 17Н2О, Н3S ´ 6 Н2О, N2 ´ 6 Н2О, СО2 ´ 6 Н2О. Гидраты природных газов, описываемые данными формулами, соответствуют идеальным условиям, когда все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на все 100 %. В реальных условиях встречаются смешанные гидраты, состоящие из гидратов I и II структур.

Условия образования гидратов и их стабильного существования определяются наличием газов и их состава, фазового состояния и состава воды, температуры и давления.

Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ - вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой, но эти же процессы могут протекать и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях.

Общие представления об условиях образования гидратов можно получить из фазовой диаграммы гетерогенного равновесия, построенной для системы М-Н20 и представленной на рис. 4.1.

Рис. 4.1 - Диаграмма фазового состояния гидратов при избытке гидратообразователя: 1 - упругость паров гидратообразователя, насыщенного парами воды; 2 - равновесные условия образования гидратов в системе газообразный гидратообразователь - Н20; 3 - то же, в системе газообразный гидратообразователь - лёд или газообразный гидратообразователь - переохлаждённая вода; 4 - понижение температуры замерзания воды в результате растворения в ней гидратообразователя; 5 - зависимость критической температуры разложения гидратов от давления. Области, ограниченные линиями состояния системы:I - Mг + Н2О; II - Mж + Н2О; III -Мж

В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II,III,IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, невозможно изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При температурах свыше соответствующего значения в точке С существование гидрата невозможно, как бы не велико было значение давления. В этой связи точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) существует вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лёд.

Для метана и азота линия упругости паров заканчивается в критической точке газа до пересечения с линией гидратообразования, поэтому эти газы не имеют верхней критической точки гидратообразования.

При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока (подробнее об этом будет рассмотрено позже). Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка. Гидратообразование используется для опреснения морской воды. Запатентован также ряд способов хранения природных и инертных (Ar, Kr, Xe) газов в виде гидратов. В 1970 советскими учёными доказана принципиальная возможность существования в районах распространения многолетней мерзлоты месторождений природного газа в виде гидратов. Создание эффективных методов поисков и эксплуатации таких месторождений позволит значительно увеличить газовые ресурсы. Для изучения газовых гидратов используются различные установки.

4.2 Условия существования гидрата

Характеризуются давлением и температурой в газопроводе или аппарате и определяются непосредственными измерениями. Для получения наиболее достоверной информации о гидратной пробке особенно при значительной ее протяженности (до 100 и более) рекомендуется давление и температуру гидрата измерить в нескольких местах. Средние значения давления и температуры принимаются за условия существования гидрата. При отсутствии возможности измерения температуры гидрата она может быть получена расчетным путем. В этом случае рекомендуется пользоваться методом Пономарева для данного состава газа, транспортируемого по газопроводу. Температура гидрата принимается равной температуре наружной стенки газопровода или аппарата, а давление равным давлению на ближайшем от гидратной пробки манометре.

Определение основных параметров гидратообразования природных газов можно осуществлять по графическим зависимостям, представленным на рисунке 4.2 с учетом относительной плотности газа.

Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым сводится к следующему. По известному составу природного газа, первоначально вычисляют среднюю молекулярную массу смеси Мсм, а затем вычисляют плотность смеси газа rсм по формуле:

. (4.1)

Для определения равновесных параметров гидратообразования графическим методом необходимо определить значения относительной плотности газа  по формуле

, (4.2)

гдеrсм и rв - плотности смеси газов и воздуха при стандартных условиях, кг/м3.

Зависимость равновесных параметров гидратообразования природных газов от относительной плотности

Если заданы значения давления и температуры, то по известной плотности смеси rсм вычисляют значения плотности r для заданных условий

, (4.3)

В соответствии с вычисленной относительной плотностью газа, заданными значениями давления по графикам определяют температуру гидратообразования.

Определение равновесной температуры гидратообразования аналитическим (расчетным) методом осуществляют по уравнению:

Тр=а(1+lgР)±b, (4.4)

где коэффициенты а и b определяются по результатам экспериментальных исследований для каждого месторождения и зависят от состава природного газа. Например, для Ямбургского месторождения (Сеноманская залежь) a=19,9; b=-28,5.

Внизу, на рис. 4.2 приведена равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения.

Рис. 4.2 - Равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения

5. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования, расчет расхода ингибитора на УКПГ - 5

.1. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования в скважинах

Определение зон возможного образования гидратов проводят путем расчета давления и температуры по стволу газовой скважины (простаивающей или работающей) с построением графических зависимостей давления и температуры от глубины скважины. Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе газовой скважины, определяем глубины мест образования гидратной пробки. Последовательность выделения зоны возможного образования гидратов сводится к следующему. По результатам расчетов строятся кривые зависимости давления и температуры от глубины газовой скважины. Далее, перенося величину давления на ось, параллельную оси глубины скважины, создаем новую шкалу давлений соответствующих глубин. В этих новых координатах "давление-температура" (рис. 5.1) строим кривую равновесных условий гидратообразования (кривая 2). Точка пересечения кривой 1 и кривой 2 дает максимально возможную глубину гидратообразования как простаивающей, так и работающей газовой скважине. Для определения давления по стволу работающей газовой скважины воспользуемся выражением вида

, (5.1)

Где Рz - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;

Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;- дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.

, (5.2)

Где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м;

Средняя по интервалу расчета температура определяется как:

, (5.3)

Где Ту - устьевая температура, К;

Тz - температура на глубине Х, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

, (5.4)

Где Г - геотермический градиент, К/м;

, (5.5)

гдеd1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

l - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб e;

В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

, (5.6)

Где V - скорость движения газа, м/с;

n - кинематическая вязкость, м2/с.

Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где l не зависит от числа Re и выбирается из табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.4) определяем температуру Тх на глубине Х и далее по формуле (5.3) вычисляем среднее значение температуры в искомом интервале;

полагая, что давление на глубине Х равно Рх'=Ру, вычисляем среднее давление

, (5.7)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

 (5.8)

Далее, определяем значение величины 2S по формуле (5.2),  по формуле (5.5), затем, по формуле (5.1) вычисляем давление Рz'' в работающей скважине на глубине Х.

По завершении расчетов проверим выполнение неравенства вида:

| Рz' - Рz'' | ≤ 0,05 (5.9)

Если вышеуказанное неравенство выполняется, то расчет считается законченным.

В случае невыполнения неравенства (5.9), вычисляется новое значение Рср по формуле (5.7), подставляется вместо Рz' значение Рz'', и далее все расчеты повторяются до тех пор, пока не будет выполнено неравенство вида

| Рzi-1 - Рzi | ≤ 0,05, (5.10)

Где i - номер итерации.

В первом случае принимаем устьевое давление Ру=10,3 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут (время начального периода эксплуатации). Во втором случае устьевое давление Ру примем равным 2,1 МПа. Дебит скважины q=331 тыс.м3/сут, Н=1150 м.(скважина № 5028). Берём d=16,8 см., λ=0,023.

По формуле (5.11) мы можем определить температуру гидратообразования Тg на разных глубинах скважины. Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением

=19,9*(1+lg P)-28,5 (5.11)

Для вычисления Рz составлена программа на Visial Basic. Эта программа даёт значения температуры и давления в разных точках глубины скважины.

Результат работы программы приведён в приложении А. График зависимости температуры от давления по глубине скважины приведён ниже.

Рис. 5.1

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования. Максимально возможная глубина гидратообразования, при данном дебите (при данной устьевой температуре и устьевом давлении) равна приблизительно 28 метров.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в работающей скважине (Рис. 5.2) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины работают в безгидратном режиме.

Рис. 5.2

Для остановленной скважины, вычисления проводятся немного по другому.

Для определения давления в простаивающей газовой скважине воспользуемся формулой барометрического нивелирования Лапласа - Бабине:

Рz = РУ × еS , (5.12)

Где Рz - давление на глубине х, МПа;

РУ - устьевое давление в остановленной скважине, МПа;

е = 2,7183 - основание натурального логарифма;

S = , (5.13)

здесь - относительная плотность газа по воздуху (rг - плотность газа, кг/м3, r в - плотность воздуха, кг/м3);

Н - глубина скважины, м.;

Тср - средняя температура по стволу скважины, К;

, (5.14)

где Тz - температура на глубине х скважины, К;

Ту - температура на устье скважины, К;ср - коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине;

Среднее давление в остановившейся скважине находим по выражению:

. (5.15)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

, (5.16)

гдеРср - среднее давление в скважине, МПа.

Значение еS может быть определено расчетным методом по формуле (5.13).

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.14) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср;

полагаем, что Рz=Рz'=Ру;

по формуле (5.15) вычисляем среднее давление Рср в скважине;

по формуле (5.16) вычисляем среднее значение коэффициента cжимаемости zср;

по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS;

по формуле (5.12) определяем искомое значение давления Рz".

По завершении расчетов проверяем неравенство вида:

| Рz ' - Рz''| ≤0,05. (5.17)

Если неравенство (5.17) выполняется, то расчеты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершенными.

В случае невыполнения неравенства (5.17), по формуле (5.15) вычисляем новое значение Рср, подставим в неё вместо Рz '', затем по формуле (5.16) вычисляем новое значение zср, далее по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS, и затем по формуле (5.12) вычисляем Рz". Проверяем опять неравенство вида

|Рz' - Рz'"| ≤ 0,05

и так далее. Расчет считается завершенным в случае выполнения неравенства

|Рzi-1 - Рzi| ≤ 0,05,

Где i - номер итерации.

программа представлена в приложении А.

Результат работы программы представлен в приложении А.

График зависимостей Тz(Рz) и Тg(Pz) остановленной скважины в начальный период эксплуатации (пластовое давление Ру=11,73 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут) представлены внизу.

Рис. 5.3

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования (аналогично, как на рис. 5.1). Максимально возможная глубина гидратообразования в начальный период эксплуатации в простаивающей скважине была равна приблизительно 74 метра.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в остановленной скважине (Рис. 5.4) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины могут простаивать в безгидратном режиме.

Рис. 5.4

Итак, в современный период и работающие и остановленные скважины находятся в безгидратном режиме.

5.2 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

Гидравлический расчет шлейфа выполняется для определения потерь при движении определенного количества газа по трубопроводу, распределения потерь давления по его длине.

Тепловой расчет шлейфа производится с целью оценки распределения температуры по его длине и определения места возможного образования гидратов.

Конечное давление в шлейфе при известном начальном давлении определяется так:

PК = , (5.18)

где Рн - давление газа в начале газопровода, МПа; λ - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ТСР - средняя температура в газопроводе, К; - длина газопровода, км; ∆ - относительная плотность газа в нормальных условиях и определяется по уравнению:

∆ =  = , (5.19)

где ρГ, ρВ - плотность газа и воздуха соответственно; МГ - молекулярная масса газа; 29 - молекулярная масса воздуха.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ зависит от режима движения газа. В промысловых газопроводах режим движения всегда турбулентный. Для такого режима существует несколько формул, определяющих величину λ. Наиболее простая и известная из них эмпирическая формула, предложенная Веймаутом:

λ = 0,009407/d3, (5.20)

Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению:

Т = ТОС + , (5.21)

где Т и Ту - температура окружающей среды и на устье скважины соответственно, К; L - длина шлейфа, км; а - параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

а = , (5.22)

где К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа окружающей среде, Вт/(м·°С), для приближенных расчетов принимают К=1,5 Вт/(м·°С) (в зимний период); С - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг, для приближенных расчетов принимают СР=2,177-2,2 кДж/кг; dН - наружный диаметр шлейфа, мм.

При известном значении РК - давление на заданном участке шлейфа определяют по формуле:

РХ = , (5.23)

где x - расстояние от начала до расчетной точки шлейфа, км.

Температура газа на заданном участке шлейфа может определяться по уравнению:

= ТОС + (ТУ - ТОС)·е-аL - Di, (5.24)

где Di - эффект Джоуля-Томпсона, то есть снижение температуры газа при понижении давления, С°/МПа, для приближенных расчетов применяют Di = 2,5 С°/Мпа; L - длина шлейфа, км.

РСР - среднее значение давления на расчетном участке шлейфа, определяется по уравнению:

РСР = , (5.25)

где РУ и РК - давление в начале и конце шлейфа, МПа.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфа по предложенной выше методике произведен при помощи ПЭВМ на языке Visial Basic.

Программа расчета приведена в приложении В.

Для расчета были использованы следующие исходные данные для современного периода эксплуатации.

Расход газа в шлейфе, млн.м3/сут. - см. таблицу.

Давление газа на устье скважины, МПа - см. таблицу 5.2.

Температура газа на устье скважины, К - см. таблицу 5.2.

Температура окружающей среды, К - 233; 273; 293

Относительная плотность газа по воздуху - 0,561

Внутренний диаметр шлейфа, м - 0,5

Наружный диаметр шлейфа, м - 0,53

Длина шлейфа, км - см. таблицу 5.2.

Коэффициент сверхсжимаемости газа - 0,9

Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг - 2,21

Коэффициент теплопередачи от газа

к окружающей среде, Вт/(м2·°С) - 1,5

Эффект Джоуля-Томпсона Di, °С/МПа - 2,5

Таблица 5.2 - Таблица данных о шлейфах на ГП-5

Результаты работы программы для теплового и гидравлического расчета приведены в приложении В. Графики зависимостей температуры газа в шлейфах от расстояний от куста скважин приведены ниже для всех шлейфов.

Рис. 5.5 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа № 502 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,3 млн.м3/сут и длине шлейфа 4,425 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.6 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №503 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,56 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,771 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.7 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №504 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q3,5 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,475 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.8 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №505 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,48 млн.м3/сут и длине шлейфа 2,231 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.9 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №506 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,5 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,447 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.10 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №507 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,9 млн.м3/сут и длине шлейфа 8,552 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.11 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №508 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,8 млн.м3/сут и длине шлейфа 7,252 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.12 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №509 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,2 млн.м3/сут и длине шлейфа 1,384 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.13 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №510 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,27 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,312 км

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.14 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №511 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,6 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,95 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.15 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №512 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,87 млн.м3/сут и длине шлейфа 6,302 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.16 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №513 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,18 млн.м3/сут и длине шлейфа 7,611 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.17 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №514 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,18 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,729 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Как видно из графиков, гидраты образуются в длинных шлейфах и только в зимнее время. В остальные времена года все шлейфы работают в безгидратном режиме. Это объясняется прежде всего понижением давления на устье скважин. В начальный же период эксплуатации все шлейфы, даже небольшой длины работали в гидратном режиме практически круглогодично (рис. 5.18).

Рис. 5.18 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №509 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,2 млн.м3/сут и длине шлейфа 1,384 км. ( В начальный период эксплуатации при устьевом давлении 11 МПа и устьевой температуре примерно 287 К)

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

5.3. Расчет количества ингибитора

.3.1 Теоретические основы расчёта количества ингибитора

Прежде всего, остановимся на методике расчета ингибиторов гидратообразования, основанной на соотношениях материального баланса и учитывающей основные особенности нормирования антигидратных реагентов.

В последние годы методика расчета расхода ингибиторов гидратообразования была значительно усовершенствована использованы корректные соотношения материального баланса.

Однако соответствующие уточнения и особенности применения ингибиторов еще не нашли должного отражения в монографиях, учебных и методических пособиях и, как следствие, не всегда в полной мере учитываются при проектировании обустройства новых месторождений и реконструкция действующих систем добычи газа. До сих пор продолжается использование не вполне корректных соотношений материального баланса (в том числе и для случая индивидуального ингибитора), иногда применяются даже качественно неверные зависимости по растворимости воды и метанола в сжатом газе, неточно задаются термодинамические условия гидратообразования и влияния ингибиторов на эти условия и т.д.

Поэтому представляется целесообразным кратко обсудить результаты и перспективы дальнейшего развития методической основы расчетов расхода ингибиторов и особенностей их нормирования на газопромысловом предприятии.

Выберем в технологической схеме сбора или промысловой подготовки газа две точки: первая (индекс - 1) - место ввода ингибитора, вторая (индекс - 2) - место, где требуется предотвратить образование гидратов («защищаемая» точка).

Для вывода системы уравнений, описывающих расход смешанного ингибитора гидратообразования в точке 1 и обеспечивающих безгидратный режим в точке 2, используются три условия материального баланса по воде, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице массы (или объема) газа. При этом учитываются возможность поступление на рассматриваемый технологический участок 1- 2 вместе с природным газом и ингибитора гидратообразования с предыдущего участка (как жидкой, так и в газовой фазе), а также растворимость ингибитора в газе, нестабильном углеводородном конденсате (предполагается неограниченная растворимость ингибитора в воде). Следовательно, рассматривается, по существу, наиболее общий случай, имеющий место в отечественной газопромысловой практике. Некоторые возможные обобщения и расширения методики отмечены ниже.

Примем следующие обозначения:- расход подаваемого в точку 1 ингибитора, кг/1000 м3;(l) - количество поступающей с предыдущего технологического участка в точку 1 не углеводородной жидкой фазы (водного раствора ингибитора), кг/1000 м3;(2) - количество поступающей в точку 2 не углеводородной (водной) фазы, кг/1000 м3;к(1), gк(2) - аналогичные величины для жидкой углеводородной фазы (конденсата), кг/1000 м3;

х1, х2 - концентрации летучего и нелетучего компонентов в водном растворе подаваемого в точку 1 смешанного ингибитора соответственно, мас.%;(1), x2(1), r1(1), r2(1), - концентрации летучего (нижний индекс-1) и нелетучего (нижний индекс - 2) компонентов, поступающих в точку 1 в водном растворе (х) и конденсате (r) соответственно, мас. %;(2), x2(2), r1(2), r2(2), - то же для точки 2;(1), W(2) - влагосодержание газа в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3;г(1)ºqг(1), q1(2)ºqг(2) - содержание летучего компонента ингибитора в газе (ингибиторосодержание) в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3.

Из принятых обозначений видно, что верхние индексы у величин относятся к точкам технологической цепочки, тогда как нижние - к компонентам смешанного ингибитора. Не исключается случай, когда x1(1), x2(1), r1(1), r2(1) равны нулю. Тогда величина G(1) характеризует количество пластовой (или конденсационной) воды, поступающей в точку 1.

Требуется выразить величины G и G(2) через все остальные. Это может быть достигнуто посредством использования соотношений материального баланса.

Для использования условий материального баланса необходимо сделать допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой фазы. При установившемся термогидродинамическом режиме выполнения такого условия всегда можно добиться соответствующим выбором точек в технологической схеме. Если режим неустановившийся, то возможны «самопроизвольные» источники и стоки. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется периодический режим, когда накопившаяся между точками 1 и 2 жидкая фаза время от времени выносится из системы (это характерно для систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения). В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в таких ситуациях при использовании приводимых ниже соотношений для расхода ингибитора требуется дополнительный анализ. Здесь необходимо вводить усреднение по времени и соответствующие поправочные коэффициенты. Кроме того, ниже пренебрегается растворимостью воды в конденсате и конденсата в воде, а также природного газа в водной фазе ингибитора (эти факторы обычно несущественны и при необходимости могут быть легко учтены). И наконец, делается традиционное (обычно явно не формулируемое) допущение удельный баланс массы по воде и ингибитору относится к 1000 м3 газа, приведенного к стандартно-нормальным условиям (т.е. при Т=293,15 К и р=101,3 кПа), тогда как более строго относить баланс ингибитора на единицу массы сухого от сепарированного газа. Следовательно, обычно не учитываются небольшие объемные изменения из-за выпадения углеводородного конденсата. Ниже отмечено, как объемная поправка может быть при необходимости учтена.

Выпишем балансные соотношения по воде, летучему и нелетучему ингибитору в точках 1 и 2.

Баланс по воде

(1)+G(1)(1-0,01x1(1)-0,01x2(1))+G(1-0,01x1-x2)=W(2)+G(2)(1-0,01x1(2)-0,01x2(2)). (5.26)

Баланс по летучему ингибитору

,01(G(1)x1(1)+G(1)x1+r1(1)gк(1))+gг(1)=0,01(G(2)x1(2)+ r1(2)gк(2))+qг(2). (5.27)

Баланс по нелетучему ингибитору

,01(G(1)x2(1)+G x2+r2(1)gк(1))=0,01(G(2)x2(2)+ r2(2)gк(2)). (5.28)

Складывая (5.26) - (5.28) и выражаем относительно G:

G=W(2)-W(1)+G(2)-G(2)-G(1)+qг(2)-qг(1)+0,01[qк(2)(r1(2)+r2(2))-qк(1)(r1(1)+r1(1))]. (5.29)

Складывая (5.27) - (5.28) и выражаем относительно G(2):

. (5.30)

Полученное выражение для G(2) подставляем в (5.29) и после некоторых преобразований получаем формулу для расхода смешанного ингибитора гидратообразования:

. (5.31)

Формулы (5.31) фактически отвечают наиболее общему случаю, который может иметь место в газопромысловой практике. Например, их следует использовать для смешанного ингибитора типа «метанол + ДЭГ».

Здесь важно подчеркнуть, что в качестве нелетучего компонента смешанного ингибитора может фигурировать и смесь нелетучих веществ (лишь бы эти вещества при переходе от точки 1 к точке 2 не испытывали химических превращений, тогда они фактически выступают как «единый» нелетучий компонент).

Таким образом, эту методику необходимо использовать не только при расчете расхода смешанных ингибиторов, включающих летучий и нелетучие компоненты (например, метанол + гликоли), но и при выносе из скважины пластовой минерализованной воды (и использовании в качестве ингибитора водного раствора метанола). К сожалению, в промысловой практике это пока что не делается, и все предлагаемые в литературе для этих случаев методики расчета расхода ингибиторов, строго говоря, неточны, хотя в отдельных частных ситуациях возникающая погрешность относительно невелика.

Основная отличительная особенность расчета расхода смешанного ингибитора гидратообразования состоит в том, что при использовании формул (5.31) надо задать в защищаемой от гидратов точке одновременно две концентрации компонентов отработанного ингибитора х1(2) и х2(2) в водной фазе. Условие предотвращения гидратов в точке 2, разумеется, дает только одну функциональную связь между х1(2) и х1(2).

(DT, х1(2), х2(2))=0. (5.32)

Поскольку одна и та же величина снижения температуры гидратообразования DT может быть достигнута при разных составах отработанного ингибитора (т.е. разном соотношении летучего и нелетучего компонентов ингибитора). Следовательно, требуется дополнительная связь между х1(2) и х2(2), которая также может быть получена из соотношений материального баланса:

. (5.33)

Таким образом, методика расчета расхода смешанного ингибитора гидратообразования заключается в совместном решении системы трех нелинейных алгебраических уравнений (5.31) - (5.33). В общем случае система уравнений решается численно, для некоторых частных случаев возможны графические методы.

В результате решения такой системы алгебраических уравнений определяются необходимый минимальный расход ингибитора гидратообразования, количество водной фазы в защищаемой точке, концентрации нелетучего и летучего компонентов в отработанном ингибиторе и пр.

Расчет по уравнениям (5.31), (5.32), (5.33) может приводить и к отрицательной величине расхода G. Это фактически означает, что поступающего с предыдущего технологического участка в точку 1 ингибитора вполне достаточно для предупреждения гидратов в точке 2, например, за счет конденсации летучего компонента ингибитора из газовой фазы при снижении температуры. Поэтому (при расчетном значении G < 0) подачи в точку 1 свежей порции ингибитора не требуется.

Следует отметить, что если при переходе от точки 1 к точке 2 выпадает достаточно много углеводородного конденсата, то целесообразно расходные соотношения относить к 1000 м3 газа в точке 2 (либо, что лучше, к 1000 м3 сухого от сепарированного газа при 293,15 К). Тогда величины G(1), W(1), gк(1), строго говоря, относятся к большему, чем 1000 м3, объему газа, и, следовательно, они должны быть скорректированы поправочным коэффициентом, характеризующим изменение объема, (т.е. необходимо учесть объем выпавшего конденсата.

Совершенно аналогичным образом балансная методика может быть развита и для расчета необходимого количества ингибитора при ингибировании потоков жидких углеводородов (нестабильного конденсата и ЩФЛУ). Здесь, однако, следует относить расход ингибитора к заданному количеству жидкой углеводородной фазы и учитывать возможность выделения из углеводородной жидкости газовой фазы.

Из формулы (5.31) для величины G нетрудно вывести различные частные случаи. Если на рассматриваемом участке конденсат не выпадает, тогда исчезает третий член в формуле для G. Для нелетучего ингибитора: х1=х1(1)=х1(2)=0 и qг(2)= qг(1)=0. Если до точки 1 ингибитор не подавался (или непосредственно перед точкой 1 жидкая водная фаза отделена от газовой), то G(1)=0.

Остановимся подробнее на наиболее важном частном случае, когда в системе отсутствует нелетучий ингибитор, что соответствует x2=х2(1)=х2(2)=0. Тогда формула (5.31) принимает следующий компактный вид (опускаем индекс 1 внизу):

, (5.34)

где введены величины qк(1), qк(2) обозначающие содержание ингибитора в нестабильном конденсате, кг/1000 м3. Формула (5.34), например, применима при расчете расхода летучего и растворимого в конденсате ингибитора - метанола, подаваемого в точку 1 при любой его исходной концентрации. При условии G(1)=0 формула (5.34) в своем корректном виде впервые предложена только в 1979 г. В.Д. Щугоревым и А.Г. Бурмистровым. Чуть позже к аналогичному результату пришли Л.М. Гухман и С.И, Айзенберг. Важно особо подчеркнуть, что формула (5.34), в частности, применима при использовании в качестве ингибитора гидратообразования разбавленных водных растворов ингибиторов, а не только 100 % ингибитора (ранее во всех учебных пособиях и инструкциях по добыче газа приводилось некорректное выражение, возникшее из-за ошибочной записи условий материального баланса).

Для практического использования формул (5.31) - (5.34) необходимо определять входящие в них величины. С этой целью обычно делается приближений, основное из которых состоит в допущении квазиравновесного распределения компонентов по фазам. Однако оценить точность этого приближения во многих случаях затруднительно. Из общих соображений следует, что, например, в шлейфах распределение по фазам существенно ближе к локально-равновесному, чем в установках комплексной под готовки газа.

Принцип квазиравновесного распределения по фазам дает возможность использовать при расчетах имеющиеся результаты лабораторных исследований (снижение температуры гидратообразования, растворимость ингибиторов в конденсате и газовой фазе и т.п.). Отклонения от этого принципа (а также неточности в определении физико-химических величин) можно пытаться учитывать дополнительными эмпирическими поправкам в формулах, используя фактические промысловые данные.

На практике при расчете расхода ингибитора гидратообразования задают в той или иной форме запас на неучтенные факторы:

отклонение от квазиравновесного распределения компонентов по фазам;

пульсирующий характер течения многофазных сред;

неточность расчетного определения физико-химических параметров влияющих на расход ингибитора.

Обычно используют следующие формы запаса: запас по концентрации отработанного ингибитора (задают концентрации на 5 - 10 % выше минимально допустимой); запас по температуре (считают, что температура защищаемой точке на 1,5 - 2 градуса ниже фактической); запас по расход (увеличивают расчетное значение G на 15 - 25 %).

В зависимости от конкретных условий целесообразно (или возможно) использовать ту или иную форму запаса. В частности, запас по температуре нельзя использовать при ингибировании второй ступени НТС летучими ингибиторами, так как этом случае имеет место интересный эффект, впервые отмеченый А.Г. Бурмистровым: отсутствие гидратов в "защищаемой" точке 2 еще гарантирует их предупреждения во всей технологической цепочке точками 1 и 2. При ингибировании шлейфов в расчете ингибиторов применительно к северным месторождениям целесообразно задавать запас по температуре, а не по концентрации отработанного ингибитора. Это связано с тем, что теоретические концентрации отработанного реагента малы и добавка в 5-10% к ним может приводить к «нерегулярным» эффектам Форма запаса по расходу формально применима всегда, но здесь основная методическая особенность состоит в том, что в различных ситуациях целесообразно задавать разный процент запаса. Кроме того, в приведенные зависимости при наличии большого конденсатного фактора необходимо вводить упомянутые объемные поправки.

При задании запаса по расходу ингибитора после определения минимально необходимого его расхода возникает необходимость по исходным соотношениям материального баланса заново пересчитать все равновесные характеристики газожидкостного потока в "защищаемой" точке В практических расчетах чаще всего вводится коэффициент запаса по расходу реагента, равный 1,15-1,25. Однако в некоторых случаях фактические расходы ингибитора превышают расчетные в два-четыре раза. Это связано со специфическими особенностями: выносом пластовой воды, кинетическими закономерностями распределения ингибитора по фазам, гидрогазодинамикой течения многофазных сред. При этом каждый подобный случай должен разбираться отдельно.

5.3.2 Расчёт ингибитора при помощи эмпирических формул

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:

= gж + gг + gк, (5.35)

где gж - количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3; gг - количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3; gк - количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.

Значение gж определяют по уравнению:

gж = W·С2/(С1 - С2), (5.36)

где С1 и С2 - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;- количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м3.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе (С1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (С2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле:

С2 = , масс. доли, (5.37)

где М - молекулярная масса ингибитора; К - коэффициент зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Если известна величина С2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:

∆t = , (5.38)

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:

∆t = Тг - Тр, (5.39)

где Тг - температура гидратообразования газа, ˚С; Тр - температура газа в расчетной точке, ˚С.

После определения ∆t находят значение С2.

Полученное значение С2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами газа.

Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле:= W1 - W2 + ∆b, (5.40)

где W1 и W2 - влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3; ∆b - количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000м3.

При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10…20 % больше его расчетного значения.

Из аналитических методик [9] рекомендуется аппроксимационную зависимость, являющуюся конкретизацией формулы Бючекачека:

=, (5.41)

где А=0,457*exp[0,07374(T-273,15)-0,000307(T-273,15)2]

В=0,0418*ехр[0,0537(Т-273,15)-0,000199(Т-273,15)2]

Здесь [Т]=К, [Р]=МПа.

Далее, определяем количество метанола, необходимое для насыщения газообразной среды по формуле:[2]

г=0,1α·С2, кг/1000 м 3, (5.42)

где, a=0,197·Р-0,7ехр[6,054·10-2(Т-273,15)+5,399]

Определяем количество метанола, растворившегося в конденсате по формуле:[3]

qк=, (5.43)

Х2-требуемая концентрация метанола в защищаемой точке, %:

где Gк - масса конденсата, содержащегося в 1000 м3 газ;

К - коэффициент, зависящий от молекулярной массы массы конденсата,

К=0,000143·Мк2-0,0414·Мк+3,174. (5.44)

Здесь Мк - молекулярная масса конденсата.

Для упрощения расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Расчет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом расчете шлейфа. Для летних условий расчет не проводился т.к. в летнее время, по расчетам, образование гидратов не наблюдается.

Результаты работы программы при Q=2,5 млн.м3/сут, L=10 км. и tос=380С приведены в приложении В; результаты расчета расхода ингибитора для этого и других случаях приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты расчета расхода метанола

По результатам расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными. В летнее время гидраты не образуются.

По результатам проведённых выше расчётов, рассчитаем средний удельный расход метанола в зимний период (возьмём два самых холодных месяца: декабрь, январь):

 (5.45)

где, Qi-дебит i-го шлейфа (млн.м3/сут);расход метанола для i-го шлейфа (кг/тыс.м3).=(4,3*0+3,56*0,108+3,5*0,027+3,48*0+2,5*0+2,9*0,458+3,8*0,158+4,2*0+4,27*0+2,6*0+3,87*0,087+4,18*0,163+3,18*0,145)/46,34 = 0,084 кг/тыс.м3.

Суточный расход метанола:м = 0,084*46340 = 3887 кг/сут. (46340 тыс.м3/сут-общий дебит всех скважин).

За два наиболее холодных месяца в году, расход метанола составит:= 30 сут. * 2 мес. * 3887 кг/сут. = 223 220 кг.

Итак, за два наиболее холодных месяца года (декабрь, январь), расход метанола для всех шлейфов составит 223 220 кг..

6. Экономика предприятия

.1 Анализ технико-экономических показателей сеноманской залежи

Добыча газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения в 2002 году снизилась по сравнению с 2001 годом и составила 144,6 млрд. м3 против 156 млрд. м3, из Харвутинской площади за год отобрано 8.5 млрд. м3.

Как отмечалось в предыдущих главах, общий фонд скважин, пробуренных на сеноман, по состоянию на 1.01.2003г. составил 891 единицу, эксплуатационный фонд насчитывает 770 скважин. Из них в действии находится 746 скважин, в т.ч. на Харвутинской площади - 50 скважин.

Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется на семи установках комплексной подготовки газа (УКПГ №№1¸7) и одной установке предварительной подготовки газа - УППГ №8 на Харвутинской площади.

Технико-экономический анализ разработки сеноманской залежи проводится ВНИИГазом с целью обоснования нормативной базы затрат, на основе которой выполняется экономическая оценка дальнейшей эксплуатации залежи.

Падение уровня добычи газа на месторождении предопределило ухудшение экономических показателей разработки.

Динамика и уровень основных ТЭП за 2000-2002 гг. приведены в таблице 6.1.

Отмечается, что при снижении годового отбора газа на 11,5 млрд. м3 за последние 3 года, себестоимость добычи газа (без учета налогов) повысилась в 1,9 раза.

Первоначальная общая стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОППФ), в основном арендуемых у ОАО «Газпром», увеличилась с 46,3 до 71,4 млрд. руб. за рассматриваемый период.

В 2002 году введены в эксплуатацию вторые очереди ДКС №№ 2, 5, 6. Всего в ООО «Ямбурггаздобыча» («ЯГД») находятся в работе 10 цехов ДКС, оснащенных агрегатами мощностью 16 мВт в количестве 53 штук.

Величины первоначальной и остаточной стоимости арендуемых и находящихся на балансе ООО «ЯГД» основных фондов на 1.01.2002г. и на 1.01.2003г. приведены в таблице 6.2. Самую существенную долю первоначальной стоимости (свыше 52%) занимают производственные объекты газодобычи (скважины, обвязка кустов, оборудование УКПГ, дороги, шлейфы, газопроводы и т.д.); объекты ДКС составляют около 20%.

Остаточная стоимость всех ОППФ по состоянию на 1.01.2003г. составила 40,3 млрд. руб., т.е. средний процент износа составляет 45%, что свидетельствует о высокой степени изношенности фондов, особенно основных объектов газопромыслового хозяйства.

Полные годовые эксплуатационные расходы за последние 3 года увеличились с 7,1 млрд. руб. до 11,7 млрд. руб. и, соответственно, в 1,8 раза выросла себестоимость добычи 1000 м3 газа (с 45,5 руб. до 81,8 руб.).

6.2 Анализ себестоимости, прибыли и затрат на производство и реализацию товарной продукции за 2000-2002 годы

Затраты предприятия на производство и реализацию продукции выраженные в денежной форме, образуют себестоимость продукции. Исчисляется за какой-то временной период и себестоимость единицы продукции. В зависимости от цели расчёта себестоимости затраты классифицируют по экономическим элементам и калькуляционным статьям расхода.

Себестоимость рассчитываемая по экономическим элементам позволяет определить общий объём потребительских ресурсов, независимо от того на какие цели они были израсходованы. Группировка затрат по статьям калькуляции позволяет определить где, для производства какого вида продукции понесены те или иные затраты.

Группировка затрат по экономическим элементам единая по всем экономическим элементам и в соответствии с основным положением по составу затрат включаемых в себестоимость продукции содержат следующие статьи:

материальные затраты;

расходы на оплату труда (компенсационные выплаты);

отчисление на государственные и социальные страхования (5.4 % от фонда заработанной платы (з/п));

отчисление в пенсионный фонд (28 % от фонда з/п);

отчисление на медицинское страхование (3.6 % от фонда з/п);

отчисление в фонд занятости (1.5 % от фонда з/п);

амортизация основных фондов;

прочие расходы.

К материальным затратам относят расходы на сырьё, основные и вспомогательные материалы, покупные изделия, полуфабрикаты, стоимость топлива, энергии, затраты связанные с использованием природного сырья, отчисления на геолого-разведочные работы, расходы рекультивирования земли, плата за воду, забираемых из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов. Затраты на работу и услуги производственного характера: ремонт основных фондов, транспортные услуги и т.д.

В состав расходов на оплату труда включаются выплаты по заработанной плате исчисленные исходя из сдельных и повременных тарифных ставок и должностных окладов, компенсированных выплат (районный, полярный коэффициент). Амортизационные отчисления включаются в себестоимость по нормам амортизации, установленных законодательством России. В себестоимость продукции не включаются следующие выплаты в денежной и натуральной форме: материальная помощь, вознаграждения по итогам работы за год, оплата дополнительного отпуска, предоставляющего по решению трудового коллектива, надбавки на пенсию, доходы, девиденты, проценты, доходы по акциям, вкладам и др. Прочие расходы - это платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, вознаграждения за изобретательство, платы за кредиты банка, оплата работ по сертификации продукции, командировочные расходы по установленным нормам, отчисления в ремонтный фонд, арендная плата. Структура себестоимости по элементам затрат колеблется в зависимости от характера производства и условия деятельности предприятия. Для определения себестоимости единицы основных видов продукции затраты формируются по статьям калькуляции, калькуляция указывает на каком участке производства понесены те или иные затраты.

.2.1 Группировка затрат по статьям калькуляции

Статьи калькуляции себестоимости добычи газа слагаются из следующих:

расходы по искусственному воздействию на пласт;

основная заработанная плата производственных рабочих;

дополнительная заработанная плата производственных рабочих;

отчисления в социальные фонды;

амортизация скважин;

расходы по промысловому сбору и транспортировки газа;

расходы на подготовку и освоение производства;

расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе на подземный и капитальный ремонт скважин;

цеховые расходы;

общепроизводственные расходы;

прочие производственные расходы, в том числе на геолого-разведочные работы или минерально - сырьевые базы.

Сумма расходов по всем статьям образуют производственную себестоимость валовой и товарной продукции, внепроизводственными расходами они образуют полную себестоимость товарного газа. В общепроизводственные расходы предприятия включают затраты на содержание аппарата управления, командировачные и т.п. В статье внепроизводственные расходы учитываются расходы по реализации продукции, административно-управленческие расходы по содержанию вышестоящих организаций, отчисления на научно-исследовательские работы, на подготовку кадров, налоги включаемые в себестоимость продукции. В таблице 6.3 представлена смета затрат на предприятии «Ямбурггаздобыча».

Анализируя динамику структуры затрат за 2000-2002 гг. (таблица 6.3, рисунок 6.1), следует отметить рост в 5,8 раза арендной платы за счет переоценки основных фондов. Расходы на оплату аренды ОППФ в указанном периоде выросли с 0,46 млрд. руб. до 2,63 млрд. руб. в год. При этом текущие затраты, непосредственно связанные с добычей газа (без учета амортизации, арендной платы и налогов) увеличились за этот период в 1,3 раза, - с 3,86 млрд. руб. до 5,0 млрд. руб. Себестоимость добычи 1000 м3 газа увеличилась в 1,4 раза, что обусловлено снижением объемов годовой добычи газа и инфляцией.

В настоящее время дообустраивается Ямбургская площадь (строятся ДКС) и продолжается дальнейшее освоение и обустройство Харвутинской и Анерьяхинской площадей.

Отмечается значительный объем освоения капитальных вложений по сеноманской залежи за 2002 год (таблица 6.4) - 8 млрд. руб., особенно в строительство ДКС - 5,8 млрд. руб. (73%). Капитальные вложения в реконструкцию и модернизацию объектов Ямбургского месторождения составили 0,54 млрд. руб.

Состояние освоения капитальных вложений в обустройство площадей и реконструкцию объектов сеноманской залежи Ямбургского месторождения (по данным ООО «ЯГД») приведено в таблице 6.5.

Как видно из таблицы, на дальнейшее освоение, обустройство площадей и реконструкцию объектов сеноманской залежи Ямбургского месторождения (по состоянию на 1.01.2003г.) потребуется около 67 млрд. руб., из них только в Ямбургскую площадь - свыше 26 млрд. руб. (около 40%); в Харвутинскую площадь - свыше 25 млрд. руб., в Анерьяхинскую площадь - около 15 млрд. руб.

В 2003 году введены вторые очереди на ДКС №№ 1, 3, предусматривается ввод вторых очередей на ДКС №№ 4, 7, пуск эксплуатационных скважин на Харвутинской и Анерьяхинской площадях и прочих объектов; для этого запланирован объем капитальных вложений в размере 13,2 млрд. руб.

В течение 2003г. (январь-июль) в строительство объектов добычи на Ямбургской площади вложено около 6 млрд. руб., в том числе в ДКС - 3,7 млрд. руб.; затраты в обустройство Харвутинской площади составили 0,6 млрд. руб., Анерьяхинской площади - свыше 1,1 млрд. руб.

Рисунок 6.1 - Динамика структуры затрат в добычу газа ООО "ЯГД" за 2000-2002 гг.

7. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ опасностей, возникающих в процессе эксплуатации газопромыслового управления ЯГКМ

Основными опасностями для рабочих и служащих являются:

отравление токсичными парами сероводорода, сернистого ангидрида и метана (количество добываемого Н2S, CO2 и СН4 очень велико);

пожаро-взрывоопасность веществ (сероводород с соединением воздуха очень взрывоопасен);

выброс в окружающую среду опасных веществ в больших количествах (выброс химических веществ и разлив химреагентов);

электроопасность (из-за неисправности линий электропередач);

бытовые травмы (не соблюдаются правила техники безопасности на рабочем месте);

отравление вследствие разлива применяемых вспомогательных материалов (метанола, диэтиленгликоля);

пониженная температура воздуха рабочей зоны;

недостаточное освещение рабочих мест.

7.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов

.2.1 Токсичность применяемых в производстве веществ и методы обеспечения безопасности

К опасным производственным факторам, встречающимися на промыслах ГКМ, можно отнести наличие в воздухе вредных газов и паров, дискомфортные метеоусловия, шум, недостаточное освещение производственных помещений, высокое давление. Вредные вещества, встречающиеся на УКПГ - это метанол, а также природный газ, основную часть которого составляет метан. Действие вредных веществ, применяемых на производстве, на организм человека зависит от токсичных свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности воздействия.

Профессиональные отравления и заболевания возможны только если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает предельно-допустимую концентрацию (ПДК).

ПДК вредных веществ утверждается Министерством здравоохранения России и является обязательной нормой для всех предприятий, превышение которой не допускается.

Метан(СН4) - бесцветный газ, легче воздуха, горит бесцветным пламенем.

При разложении в электрической дуге реагирует с азотом с образованием синильной кислоты. В смеси с воздухом образует взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы взрываемости метана в смеси с воздухом составляют: нижний предел - 5,07 % объемных, верхний - 15,08 % объемных; температура самовоспламенения - 357 0С.

Отравление возможно при вдыхании газа с воздухом. Отравление можно установить по следующим признакам: учащение пульса, ослабления внимания, увеличения объема дыхания.

ПДК природного газа равна 3,0 мг/м3.

Класс опасности (по ГОСТ 12.1.005.88) природного газа -4.

Для предотвращения отравления и удушения парами различных токсичных газов предусмотрены средства индивидуальной зашиты рабочих и служащих.

Каждый рабочий и служащий при любом перемещение на территории ЯГКМ обязан иметь при себе средство индивидуальной защиты органов дыхания. Въезд на территорию ЯГКМ без противогаза строго запрещен. Лицам не прошедшим обучение в Учебном - центре "ЯГД" изолирующий противогаз не выдается. На ЯГКМ используются изолирующие противогазы ИП-4, самоспасатель СИГ-1 и портативное дыхательное устройство ПДУ-3.

Изолирующий противогаз ИП-4 предназначен для защиты органов дыхания, органов зрения человека от воздействия вредных отравляющих веществ, а том числе сероводородосодержащих газов. ИП-4 носится на левом боку, через левое плечо, положение фиксируется поясным ремнем. Вес аппарата 5.5кг. ИП-4 проверяется на герметичность в ВЧ один раз в 6 месяцев. Срок службы ИП-4 в собранном виде 1 год. В аварийной ситуации или при получении сигнала "Газовая опасность" необходимо в зоне чистого воздуха затаить дыхание и резкими движениями открыть сумку, вынуть пробку из патрона лицевой части, надеть шлем-маску, сделать глубокий выдох, привести в действие пусковой брикет, для чего выдернуть чеку и ввернуть винт по часовой стрелке.

Самоспасатель СИГ-1 предназначен для экстренной защиты органов дыхания и зрения людей. Время защитного действия самоспасателя: - при средних нагрузках не более 50 минут. Вес аппарата - 3.4кг. Максимальная температура нагрева до 60 0С. СИГ-1 проверяется один раз в месяц на герметичность в ВЧ. Не допускается попадания воды и масла.

Портативное дыхательное устройство ПДУ-3 предназначен для экстренной защиты органов дыхание и зрения людей от отравляющих веществ, а также сероводорода до 25%. Время защитного действия: при средних физических нагрузках до 30 минут но не менее 20 минут, при состоянии покоя не менее 70 минут. ПДУ-3 рекомендуется ежедневно визуально осматривать, проверять на герметичность 1 раз в 6 месяцев в ВЧ. Не допускается попадание воды, масла, а также избегать ударов и нагрева.

Специальная одежда, специальная обувь и другие СИЗ, выдаются рабочим, служащим, ИТР тех. Профессий и должностей, которые предусмотрены в отраслевых нормах бесплатной выдачи спец. одежды, спец. обуви и других СИЗ в соответствии с усмотренными нормами и сроками носки.

При сжигании сероводородосодержащих соединений образуется сернистый ангидрид (двуокись серы) SO2. В наибольшем количестве он может содержаться в кислом газе выходящим из печи реакции установок получения серы. Сернистый ангидрид - бесцветный негорючий газ с острым запахом, в 2.2 раза тяжелее воздуха. Легко растворяется в воде с образованием сернистой кислоты. Отравление в производственных условиях происходит через дыхательные пути. Уже при концентрации 50 мг/м3 двуокиси серы действует раздражающе (из-за образования сернистой кислоты) на слизистые оболочки. Вдыхание более высоких концентраций ведет к отравлению. Первые признаки отравления: хрипота, приступы кашля, чихание, жжение и боли в горле, в груди и подложечной области, слезотечение, иногда рвота. Высокие концентрации (свыше 1г/м3) приводят к острому бронхиту, одышке, синюхе и потере сознания. При концентрации 26г/м3 человек (в противогазе) испытывает раздражение и чувство тепла в местах с тонкой и влажной кожей (потливость).

Очень опасным химреагентом является, метанол (СН3ОН) - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху, цвету и вкусу напоминающая этиловый спирт, легко воспламеняется, при испарении взрывоопасен. Темпеpатуpа вспышки +16 0С, пределы взpываемости 5,5 - 36,5% объемных. ПДК в воздухе производственных помещений 5мг/м3.Темпеpатуpа кипения - 64,7 0С.

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы. Особенно опасен метанол при приеме внутрь:5 - 10г метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30г обычно смертельная доза. Симптомы отравления: головная боль, тошнота, рвота, сильные боли во всем теле, желудке, мелькание перед глазами. В тяжелых случаях наблюдается резкая синюшность, глубокое и затрудненное дыхание, судороги, слабый учащенный пульс. Для исключения ошибочного применения метанол одорируется этилмеркаптаном (С2Н5SН) в соотношении 1:1000, керосином 1:100 и окрашивается химическими чернилами и другими красителями. Однако отравление происходит не только при приеме метанола внутрь, но и при вдыхании паров и всасывании через кожу.

Первая помощь: удаление метилового спирта из организма, промывание желудка в течение первых двух часов 5 % раствором питьевой соды, по показаниям можно проводить ингаляции кислородом, искусственное дыхание, обязательно согревание тела (грелки, горчичники к ногам).

При работе с метанолом, его отпуске, хранении и транспортировке необходимо выполнять общие санитарные правила по хранению и применению метанола, утвержденные РАО Газпром, а также требования "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности".

Ремонт трубопроводов, дозировочных насосов, аппаратуры, используемых при работе с метанолом, может производиться только после полного их опоpожнения и тщательной пpомывки большим количеством воды. Все заглушки и фланцевые соединения на емкостях и обвязке должны быть опломбированы и защищены от свободного к ним доступа. Для сокращения потеpь метанола чеpез дыхательные линии pезеpвуаpов свободный объем pезеpвуаpов pекомендуется заполнять азотом. Коэффициент заполнения метанольных резервуаров не более 0,7. при работе с метанолом, отпуске, хранении и транспортировке необходимо выполнять общие санитарные правила при работе с метанолом № 4132-86, утвеpжденные Минздравом России 18.06.86г. также тpебования "Инстpукции о поpядке получения от поставщиков, пеpевозки, хpанения, отпуска и пpименения метанола на объектах газовой пpомышленности, утвеpжденной РАО Газпpом.

Газовый конденсат - бесцветная жидкость, легче воды, обладает высокой летучестью, легко воспламеняется. Предельно допустимая концентрация паров составляет 300мг/м3. Вдыхание паров газового конденсата оказывает наркотическое действие и может привести к разнообразным видам отравлений, вызывающих раздражение слизистых оболочек и функциональные нервные расстройства.

Для острых отравлений парами углеводородов характерны: головные боли и головокружение, сердцебиение, дрожание рук и век, расширение зрачков. При воздействии на кожу конденсат обезжиривает ткани и может вызвать экзему и дерматиты.

Первая помощь: вывести на свежий воздух, освободить тело от стесняющей одежды, согреть. При отсутствии дыхания делать искусственное дыхание до появления нормального дыхания, провести ингаляцию теплым раствором(1-2%), лимонной кислоты, обеспечить покой.

В августе 1997года введен в промышленную эксплуатацию комплекс первоочередных объектов системы оповещения о неблагоприятной экологической обстановке и газовой опасности, не имеющий аналогов в отечественной практике. На территории производственного объекта предусмотрены наличие газоопасного оборудования, так и сооружений, которые могут быть источниками выбросов в атмосферу вредных веществ. В этих условиях при проектировании объектов обеспечивают наветренное размещение газоопасных сооружений относительно санитарно- бытовых помещений, производственных зданий.

Все работы по выявлению утечек газа через неплотности в оборудовании и контроля за составом воздуха на установках выполняют операторы УППГ и бойцы газоспасательных подразделений ВЧ "СГП", используя для этих целей приборы- газоопределители.

На объектах ГПУ размещаются производственные и санитарно - бытовые помещения. Они должны постоянно содержаться в чистоте. Устройство производственных помещений должно позволять смыв конденсата, нефти, грязи с полов. Нельзя проводить уборку помещений с использованием керосина, бензина и др. легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Производственные помещения имеют устройства для проветривания. В помещениях, где в результате технологического процесса могут выделяться газы, пары конденсата, имеют не менее 2-х выходов, расположенных в противоположных сторонах.

7.2.2 Обеспечение пожарной безопасности

Наиболее опасными на установке комплексной подготовки газа являются следующие объекты: площадки сепарации газа, площадка регенерации метанола, площадка насосного парка, колодцы на территории УКПГ, котельная, замерной пункт газа, парк метанольных ёмкостей.

Все эти объекты на газовых промыслах соответствии с НПБ 105-95 относятся к категории пожаровзрывоопасных производств.

Технологические процессы транспорта и хранения газа и конденсата, связаны с применением различных электроустановок, являющихся потенциальными источниками зажигания. По классу взрыво- и пожароопасности (по ПУЭ) - В - 1 г: к ним относятся наружные технологические сооружения, содержащие ЛВЖ или горючие газы (наружные технологические установки, резервуары, резервуарные парки и др.).

На перечисленных объектах причинами взрыва, пожара могут быть искры от электрической оборудования, открытое пламя, повышение давления в результате неполадок технологического оборудования, статическое электричество, разряд молнии.

На газовом промысле категорически запрещено пользоваться открытым огнем без наряда-допуска на огневые работы, подписанным начальником промысла. Источником зажигания могут быть и молнии, поэтому предусматривается молниезащита промысловых объектов (в соответствии с РД.3322.113-78), состоящая из системы молниеотводов в виде стержней или опор, соединенных тросами и заземленных в подземной части. Предупреждение накопления зарядов статического электричества применяется система заземления объектов метанольного парка, емкостей с конденсатом и других в соответствии с РД.33.22.113-78. Эти системы необходимо периодически проверять и постоянно содержать в исправном состоянии.

На каждом производственном объекте (установке) оборудован склад аварийных средств и материалов, достаточных по количеству и номенклатуре для выполнения аварийных работ, связанных с возможным выделением сероводорода в воздух рабочей зоны.

Наружное пожаротушение на УКПГ осуществляется от кольцевой водопроводной сети через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимые напор и расход воды в сети создаются стационарными пожарными насосами, установленными в насосной станции второго подъема.

Управление пожарными насосами осуществляется как по месту (со щита управления в насосной второго подъёма), так и дистанционно от кнопок управления на щите в операторной УКПГ. Резервный пожарный насос включается автоматически при остановке и падении давления нагнетания на рабочем насосе. На площадке УКПГ установлено четыре резервуара (емкостью 700м3 каждый) хозяйственно-производственного и противопожарного запаса воды с огневым подогревом. Предусмотрена конструкция забора воды из резервуаров пожаpными машинами. К резервуарам обеспечен свободный подъезд пожарных машин. На время пожара предусмотрено автоматическое отключение вентиляции. Внутреннее пожаротушение осуществляется от пожарных кранов, установленных внутри помещения.

На канализационных сетях промстоков во избежание прохода огня устроены гидравлические затворы. Все объекты зданий и сооружений предусмотрены не ниже II степени огнестойкости. С учетом отдаленности района строительства в проекте зданий и сооружений применены стальные конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями типа ЗБК.

Ответственность за обеспечение пожарной безопасности на установке несет начальник промысла в соответствии с действующим законодательством. Ответственность за пожарную безопасность отдельных цехов, участков, складов и других производственных помещений несут специалисты промысла или лица, исполняющие их обязанности, в ведении которых находятся эти объекты.

На основании "Правил пожарной безопасности в газовой промышленности" для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разработаны конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности.

Производственные и подсобные помещения установки, сооружения и склады обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами.

Первичные средства пожаротушения и пожарный инвентарь размещаются на отведенных для них местах в требуемом количестве и с обеспечением правил их хранения.

Использование пожарного оборудования и инвентаря для хозяйственных, производственных и других нужд, не связанных с пожаротушением, запрещается.

Не допускается загромождение различным оборудованием и материалами дорог, проездов, лестничных клеток, коридоров, ведущих к первичным средствам пожаротушения и связи.

На территории УКПГ, где возможно скопление горючих газов, проезд автомашин, тракторов и другого транспорта разрешается только пpи оборудовании их искрогасителями. Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах.

Использованный обтирочный материал необходимо складывать в металлические ящики с крышкой, установленные вне помещения, и периодически удалять из них использованный обтирочный материал.

В лестничных клетках зданий запрещается устраивать рабочие и складские помещения, прокладывать промышленные газопроводы, трубопроводы с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, устанавливать оборудование, препятствующее продвижению людей.

Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и складских помещениях УКПГ необходимо устанавливать автоматические газоанализаторы.

7.2.3 Электробезопасность

Общие положения по защите от статического электричества изложены во "Временных правилах защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности":

Технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, должны быть заземлены. Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

Для ослабления генерирования зарядов статического электричества ЛВЖ и другие диэлектрические материалы должны транспортироваться по трубопроводам с малыми скоростями. Ограничения скорости транспортирования принимаются в зависимости от свойств жидкости, диаметра и длины трубопроводов.

Для предотвращения образования и накопления статического электричества от падающей струи трубы для заполнения резервуаров, емкостей должны быть спущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости. Предусмотрена защита технологических установок производственных зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции. От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.

7.2.4 Защита обслуживающего персонала от высокого давления

Сепараторы, аппараты очистки и осушки газа, работающим под давлением 0,07 МПа и выше, должны эксплуатироваться в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатироваться сосудов, работающих под давлением“ Запрещается подключать скважину к установке подготовки газа если система не находится под давлением равном давлению в газовом сепараторе. Для предупреждения фонтанирования газовой скважину в процессе бурения обвязка устья включает противовыбросовое оборудование - превентор. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры (осмотр, смена штуцеров, исследование скважины) сооружается металлическая площадка с рифленым полом, лестницей с перилами, обеспечивая удобное и безопасное ведение работ в любом месте фонтанной арматуры. При появлении первых признаков газопроявления, при проведении электрических или перфорационных работ, в скважине необходимо прекратить ведение работ. Поднять оборудование на поверхность. В случае необходимости обрубить кабель. Закрыть противовыбросовую задвижку. Установить непрерывное наблюдение за давлением в межтрубном и трубном пространстве.

При фонтанировании газом или газоконденсатом, при отсутствии технических возможностей по закрытию устья скважины, немедленно прекратить все работы в загазованной зоне. Остановить двигатель внутреннего сгорания, потушить свет. Запретить пользоваться стальным инструментом, курение и другие действия, ведущие к возникновению искр. Удалить людей в безопасное место, выставить посты и запретить движение транспорта и людей на прилегающих к фонтану дорогах. Для предотвращения загорания фонтана вводить в фонтанную струю и на металлоконструкции максимально-возможное количество водяных струй.

При эксплуатации промыслового оборудования опасность для обслуживающего персонала обусловлена необходимостью обслуживания оборудования и установок в любых метеоусловиях, на открытых площадках, в ночное время суток. Большое влияние на здоровье и работоспособность человека оказывает шум, который возникает при движении газа в оборудовании, в насосных, в цехах УКПГ, при исследованиях и продувке скважин. При ежедневном воздействии на человека шум может привести к нарушению нормальной деятельности нервной и сердечно-сосудистой систем. Уровень звука не должен превышать нормируемого по ГОСТ 12.1.003-76 - для рабочих мест не более 90 дб.

На случай превышения давления сверх предусмотренного технологическим режимом оборудование оснащено предохранительными клапанами. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, транспортирующих газ, конденсат, метанол, ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора, а предохранительная аппаратура по 1 классу по ГОСТ 12532-88.

7.2.5 Способы защиты объектов газового промысла, ценного и уникального оборудования

Разрушение производственных зданий в большинстве случаев влечет за собой поломку оборудования и выход из строя коммуникаций, инженерных сетей.

Особенно чувствительны к воздействию ядерного взрыва различные приборы. Устойчивость зданий и сооружений от ядерного взрыва достигается повышением их механической прочности и огнестойкости. Цеха, в которых размещено дорогостоящее оборудование, защищаются дополнительными устройствами, воспринимающими на себя давление ударной волны или собираются из легких конструкций на основе алюминиевого сплава, которые при разрушении они в меньшей степени повредят оборудование. Сооружения, где хранятся легковоспламеняющиеся жидкости, целесообразно окружать обваловкой.

Надежно защитить все оборудование от ударной волны невозможно, т.к. доводить прочность зданий до защитных свойств убежищ экономически нецелесообразно. Задача состоит в том, чтобы свести к минимальной опасность разрушения и повреждения особо ценного оборудования и готовой продукции может осуществляться путем размещения некоторых видов наиболее ценного оборудования в заглубленных помещениях и использования для этого защитных устройств. Кроме применения защитных устройств (камер, шатров, кожухов) большое значение имеет прочное закрепление оборудования на фундаментах.

Параллельные газопроводы рекомендуется соединять между собой и всю систему газоснабжения закольцовывать. Кольцо газопровода вокруг объекта позволяет отключать поврежденные участки. Для предотвращения возникновения вторичных поражающих факторов при разрушении газовых сетей, целесообразно оборудовать газовые сети устройствами для автоматического отключения участков газопровод, На участках газовых сетей УКПГ предусматривается отвод газа в магистральный газопровод, то есть неосушенный газ транспортируется минуя УКПГ. Эти и другие мероприятия гражданской обороны, проведенные заблаговременно позволяют обеспечить бесперебойную работу объектов газовых промыслов.

.3 Эффективность природоохранных мероприятий, реализуемых на ЯГКМ

.3.1 Мероприятия по предотвращению выбросов газа, разлива химреагентов

Основными мероприятиями по борьбе с загрязнением атмосферного воздуха промышленными выбросами является:

применение герметичного внутризаводского транспорта пылящих и выделяющих газы материалов;

отказ от применения складов и резервуаров открытого типа для складирования отходов производства и продуктов (огарка, извести, золы, кислоты и др.);

повышение обшей культуры производства: внедрение механизаии и автоматизации производственных процессов, своевременный и качественный ремонт оборудования, его герметизация и др.

Основными источниками выбросов в атмосферу оксида углерода и диоксида, серы являются печи технологических установок, регенераторы катализатора установок каталитического крекинга и адсорбционной счистки масел, свечи газомоторных компрессоров, факельные системы. Сероводород выбрасывается в атмосферу в основном через эжекторы барометрических конденсаторов, на градирнях, очистных сооружениях и из резервуаров. Поэтому на ГПУ применяют максимально надежное и герметичное оборудование фирмы "Маннесманн ".

Необходимое условие предотвращения загрязнения атмосферы аварийными газовыми выбросами - строгое соблюдение параметров определенных регламентами технологических процессов. Кроме того в следствие высокой коррозионной активности серо соединений оборудование и трубопроводы выполняются из специальных сероводородостойких конструкционных материалов и эксплуатируемых при строго ограниченном уровне напряжений этих материалов опыт эксплуатации ЯГКМ показал что применение специальных сталей и эксплуатация их при напряжениях на уровне 30 - 40% предела текучести позволяет избежать разрушения оборудования при его длительной эксплуатации а агрессивных средах. Наряду с секционированием газопровода и обустройством оборудования автоматических отсекающей арматурой безопасности ограничение рабочих нагрузок позволяет достигнуть высокой степени надежности оборудования и предотвращает загрязнение атмосферы аварийными газовыми выбросами.

На территории производственного объекта предусматривается наличие, как газоопасного оборудования, так и сооружений, которые могут быть источниками выбросов в атмосферу вредных веществ. В соответствии с нормативами технологического проектирования для предотвращения попадания углеводородных газов в производственные помещения и атмосферу на УКПГ проектом предусмотрена полная герметизация всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. В связи с этим отсутствуют систематические выбросы в атмосферу газов и жидкости. Возможны лишь периодические выбросы из аппаратов в атмосферу перед остановкой их на ремонт или в аварийных случаях. При этом количество сбросных газов незначительно и практически атмосфера не засоряется.

В процессе эксплуатации установки находящиеся под давлением в аппаратах и трубопроводах газообразные продукты могут поступать в атмосферу за счет:

периодических сбросов в атмосферу перед остановкой оборудования на ремонт;

сброса газа, предусмотренного технологическим режимом

Для утилизации выбросов газа на УКПГ предусмотрены системы сброса на факел и на свечу. Факельная система предназначена для сжигания газа высокого давления:

при продувке скважин и шлейфов для вывода их на температурный pежим;

при аварийном сбросе газа с технологических линий или остановке их на плановую ревизию.

Сброс газа от предохранительных клапанов осуществляется на свечу в атмосферу без сжигания, так как он происходит только при нарушении технологического режима и непродолжителен по времени. В случае необходимости предусмотрен также сброс газа в атмосферу с аппаратов воздушного охлаждения.

Для отвода сточных вод на площадке УКПГ имеются две системы канализации:

. Хозяйственно-бытовая,

. Производственная.

В хозяйственно-бытовую канализацию отводятся стоки от бытовых помещений и столовой. По самотечной системе трубопроводов стоки собираются в канализационно-насосной станции (КНС) в емкость, из которой по напорному коллектору перекачиваются на установку биологической очистки хозбытовых стоков КУ-25. Обеззараживание очищенных стоков производится на установке хлорирования.

В производственную канализацию отводятся стоки от технологических установок, из котельной, от промывки технологического оборудования.

Промстоки содержат: механические примеси, нефтепродукты (газовый конденсат, дизельное топливо, смазочные масла), метанол, диэтиленгликоль, минеральные соли пластовой воды и продуктов осаждения в котлах котельной (хлориды, сульфиды, карбонаты, бикарбонаты и т.д.). По самотечной дренажной сети эти стоки поступают в приемный резервуар КНС промстоков и по напорному коллектору направляются на очистные сооружения. Все КНС работают в автоматическом режиме.

Охрана природных водоемов в условиях Крайнего Севера является важной проблемой в связи с ограниченной возможностью их к естественному самоочищению в период относительно короткого лета и невысоких температур. Практика эксплуатации канализационных очистных сооружений (КОС) на объектах 000 "Ямбурггаздобыча" показала, что без учета специфики Севера не удается достигнуть достаточной эффективности очистки хозяйственно-бытовых сточных вод (СВ) технологическими приемами, используемых на аналогичных КОС в условиях Средней полосы РФ. В частности, высокая арендная плата предприятия за землю; ранимость окружающей природы; необходимость транспортировки исходной сточной воды по трубопроводам с подогревом в зимний период приводит к увеличению температуры приходящих СВ до значений, превышающих проектные. В табл. 7.1 представлены проектные и фактические усредненные данные (за 2002 г.) исходных СВ, приходящих на КОС пос. Ямбург, производительностью 4500 м3/ сут.

Как видно из табл. 7. 1, КОС пос. Ямбург работает в режиме низких нагрузок на ил по БПК, похожая ситуация имеет место и на КОС УКПГ малой производительности и, как следствие, ухудшается состояние поверхностных водоемов - приемников очищенных бытовых СВ.

Наиболее серьезный экологический ущерб имеет место при сбросе в природные водные объекты нормативно недоочищенных сточных вод с канализационных очистных сооружений (КОС УКПГ). Это связано с тем, что их возможности для приемки недоочищенных стоков весьма незначительны, поскольку естественный очищающий биологический потенциал северных водоемов низок. Вследствие этого, при организации сброса очищенных стоков в водоемы возникают значительные трудности с расчетом объемов предельно допустимых сбросов (ПДС).

Таблица 7.1 - Проектные и фактические усредненные данные исходных СВ за 2002 г., приходящих на КОС-4500 п. Ямбург

При интенсивном хозяйственном использовании водоема меняется его экологическая характеристика, и водоемы становятся эвтрофными, то есть природные экосистемы водоемов теряют свою стабильность. Эвтрофные водоемы чаще подвержены негативным природным явлениям, таким как «цветение воды» и пр. В случае нерационального хозяйственного использования возможен ускоренный вариант превращения водоема (за десятилетие) по схеме: олиготрофный водоем - эвтрофный - заболоченный - типичное болото. В естественной среде для такого процесса необходимы века, или даже тысячелетия.

Наиболее уязвимы с экологической точки зрения бессточные водоемы - озера.

Именно в них часто реализуется выше приведенная схема ускоренной техногенной эволюции водоемов. В этой связи весьма актуальной задачей является определение допустимых объемов биогенных компонентов в общей массе стоков, которые можно сбросить в конкретный водоем без существенного ухудшения экологической обстановки. Экологическое состояние водоема оценивается, в первую очередь, по результатам гидрохимического мониторинга. При выборе приемника для очищенных сточных вод необходимо отдавать предпочтение крупным проточным водоемам, так как они способны вынести максимальную техногенную нагрузку.

Опыт эксплуатации очистных сооружений ЯГКМ показывает, что наиболее эффективная очистка происходит на очистных сооружениях, где за счет оптимально подобранных систем аэрации, равномерного поступления органического материала, формируется работоспособный активный ил. Очищенную сточную воду с таких КОС можно отнести к нормативно очищенной. Имеющиеся превышения ПДС по отдельным показателям находятся в пределах погрешности методик выполнения измерений. КОС типа КУ - 25 (УКПГ 1, УКПГ 7) с механическими мешалками, как правило, не эффективны с точки зрения качества очистки стоков, концентрации загрязняющих веществ в них резко изменяются.

Таблица 7.2 - Усредненные результаты количественного анализа состава очищенных сточных вод на выходе КОС 000 "Ямбурггаздобыча" по основным показателям в 2002 г.

Основной причиной превышения уровня токсичности очищенных стоков для КОС УКПГ-2, УКПГ -6, УКПГ-4 является, прежде всего, превышение объема очищаемых стоков и, как следствие, нарушение технологии очистки.

Практически все КОС производили сброс загрязняющих веществ с очищенными сточными водами в количествах, превышающих установленные нормативы ПДС по азоту нитратов, железу общему, сухому остатку (табл.7.3).

При осуществлении гидрохимического мониторинга определяющее значение имеет перечень контролируемых параметров. При сложном современном производстве необходимый, но не всегда достаточный перечень определяемых компонентов может насчитывать сотни единиц. Классическими химико-аналитическими методами проблема практически не решается. Опыт проведения экологического мониторинга свидетельствует, что он тогда наиболее эффективен, когда химические методы сочетаются с биологическими, в частности, с биотестированием.

Таблица 7.3 - Среднегодовые данные за 2002 г. по загрязняющим веществам, сбрасываемым с КОС, с превышением нормативов ПДС

Примечания:

* - превышение нормативов ПДС незначимо, находится в пределах погрешности определения;

** - нет превышений ПДС по содержанию аммония, нефтепродуктов, АПАВ, ВПК, сульфатов в очищенных сточных водах всех КОС.

Наиболее оптимально проведение первичного контроля качества поверхностных вод методами биотестирования с определением допустимого уровня интегрального показателя - индекса токсичности воды. При превышении допустимой величины индекса токсичности необходимо определять, в первую очередь, стандартный набор токсикантов, характерных для данного вида производства. Для нефтегазовой промышленности это, в первую очередь, нефтепродукты, ДЭГ, метанол, биогенные элементы. По результатам биотестирования воды природных водоемов - приемников очищенных сточных вод с КОС не установлено существенного влияния сброса на загрязненность воды в контролируемых реках, несмотря на отдельные превышения ПДК по некоторым гидрохимическим компонентам. Индекс токсичности проб воды отобранных в контрольных створах - 500 м выше и 500 м ниже сброса стоков не превышает допустимого уровня (0,4 ед. эквитокс). Для непроточных водоемов - приемников стоков: озеро Неляко-Собетьяхо-Малто (сброс с КОС-100 ВЖК УКПГ-2), безымянное озеро (сброс с КОС-100 аэропорта "Ямбург"), обнаружено повышение общей степени токсичности воды до умеренно токсичной; индекс токсичности воды в безымянном озере (в районе аэропорта) составил 0,44 ед. эквитокс, а в оз. Неляко-Собетьяхо-Малто - 0,5-0,55 ед. эквитокс. Эти факты свидетельствуют о том, что для сброса очищенных стоков выбраны не самые лучшие водоприемники.

Полученные результаты биотестирования очищенных сточных вод с КОС могут быть использованы для пересмотра нормативов ПДС по азоту нитратов, железу общему, сухому остатку, хлоридам в сторону их увеличения.

Определение токсикантов в составе сточной воды является сложной задачей, которая может быть решена только в результате комплексного применения химико-аналитических методов исследований и биотестирования. При контроле за качеством очистки более широкое внедрение биотестовых методов в практике экологического мониторинга позволит снизить расходы на гидрохимический мониторинг, связанный с приобретением и эксплуатацией дорогостоящего химико-технологического оборудования. В условиях широкого использования биотестовых методов достоверность экологического мониторинга резко возрастает.

В результате мероприятий по реконструкции и модернизации неэффективно работающих КОС, проводимых на предприятии 000 "Ямбурггаздобыча", удалось добиться решения ряда вопросов специфичных для КОС, работающих в условиях Крайнего Севера.

Прежде всего, перед компактными установками типа КУ-25 (КОСы с производительностью 25 м3/сут) были смонтированы резервуары-усреднители, что позволило уменьшить коэффициент часовой неравномерности и снизить температуру до проектных значений поступающих СВ, усреднить химсостав СВ.

Качество биологической очистки СВ в аэротенках на КОС типа КУ-25 с учетом низких по БПК нагрузок возрастает в случае применения метода полного окисления или продленной аэрации.

В рамках программы ОАО "Газпром" "Чистая вода" проведены работы на КОС-100 Аэропорт и КОС УКПГ-3 по антикоррозионному покрытию стенок аэротенков, что уменьшило вынос ВВ и железа общего в отстойники.

"Ямбурггаздобыча" одним из первых на Крайнем севере применило технологию очистки СВ на биореакторах с ершовой загрузкой при расширении КОС УКПГ-б (Ерш-100 на УКПГ-4, Ерш-30 на УКПГ-2В, УКПГ-ЗВ), в результате чего решена проблема (как и на КОС п. Ямбург) утилизации илового осадка, включающая минерализацию, обезвоживание ила на пресс-фильтре, складирование и последующий вывоз для захоронения на полигоны ТБО.

В настоящее время на малых КОС проводятся опытные работы с целью перевода традиционного узла дезинфекции на дезинфекцию с помощью ультрафиолетовых облучателей (УФО), что позволит снизить уровень токсичности очищенных СВ за счет уменьшения содержания остаточного хлора. На КОС пос. Ямбург проводятся эксперименты по изучению возможности применения фитотехнологий для решения вопросов частичной денитрофикации и дефосфатизации без использования химических реагентов.

Сооружения биологической очистки сточных вод - это трудно управляемые биологические системы. Управление процессом биологической очистки сточных вод возможно лишь при условии своевременной и точной диагностики биохимического окисления загрязняющих веществ, для чего необходимо регулярно проводить технологический, химический, гидробиологический и токсикологический контроль в ходе процесса очистки.

7.3.2 Утилизация отходов производства

Для утилизации выбросов газа на УКПГ предусмотрены системы сброса на факел и на свечу. Сброс газа от предохранительных клапанов осуществляется на свечу в атмосферу без сжигания, так как он происходит только при нарушении технологического режима и непродолжителен по времени. В случае необходимости предусмотрен также сброс газа в атмосферу с аппаратов воздушного охлаждения.

В технологических цехах предусмотрена дренажная система сброса газа и паров с отдельных аппаратов и емкостей. При адсорбционной осушке газа отработанный адсорбент после двух лет эксплуатации выгружается из адсорберов. Селикогель вывозится за территорию УКПГ для захоронения в местах, согласованных с государственными инспектирующими организациями, а муллит сортируется и его основная часть 85 % возвращается в технологический процесс, а деформированные шарики подлежат захоронению.

Заключение

В данной работе представлены результаты теплового расчета по шлейфам Ямбургского месторождения на 2003 год для всех шлейфов кустов УКПГ-5. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданных расходах газа в шлейфах имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20 ˚С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,7 - 0,9 град/км. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30 - минус 35 ˚С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ˚С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Ямбургского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 12 - 14 ˚С и давлениях 2,27 - 3,0 МПа) главным образом для данных шлейфов (L>6 км.) и при температуре воздуха ниже минус 30 ˚С.

По результатом расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.

Список использованных источников

1.    Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в ХХI веке. - ОАО «Газпром», Москва, 2003. - 252 с.

2.       Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986.-262 с.

.        Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. - М.: Недра, 1986. - 283 с.

.        Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999. - 473 с.

.        Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти.- М.:РАО ГАЗПРОМ. ВНИИГАЗ. 1990.- 213 с.

.        Коротаев Ю.П., Кулиев А.М., Мусаев Р.М. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М.: Недра, 1973. - 136 с.

.        Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. - М.ВНИИГаз, 1895. - 128 с.

.        Отчет по геологии и разработке месторождений предприятия «Ямбурггаздобыча» за 1999 г. - РАО Газпром. ДП «Ямбурггаздобыча».

.        Технологические расчёты систем абсорбционной осушки газа.- Тюменниигипрогаз, 2002.-142 с.

.        Технологический регламент на эксплуатацию объектов ГП-5 Ямбургского ГКМ РАО Газпром. ДП «Ямбурггаздобыча». 2004 г.

.        Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. - УФА: УГНТУ, 2001. - 331 с.

Приложение А

Расчёт распределения температуры и давления в работающей скважине

Private Pz As Currency, Tz As Currency, Tg As CurrencySub выход_Click()SubSub вычисление_Click()

вычисление.Enabled = False= Val(Text1(4).Text)= Val(Text1(0).Text)= Val(Text1(1).Text)= Val(Text1(2).Text)= Val(Text1(3).Text)

Г = Val(Text1(5).Text)= Val(Text1(6).Text)= Val(Text1(7).Text)Error GoTo 111= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pu)) - 26.5) + 273.15Построение таблицы.AddItem "H, м".AddItem "***************".AddItem "0".AddItem "***************".AddItem "Pz, МПа".AddItem "***************".AddItem Pu.AddItem "***************"

List3.AddItem "Tz, К"

Продолжение приложения А.

List3.AddItem "***************".AddItem Tu.AddItem "***************".AddItem "Tg, К".AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Rem Задаём шаг алгоритма в зависимости от глубины скважины.

If H > 5000 Then= 500H > 3450 Then= 300H > 1800 Then= 200H > 900 Then= 100= 50

End IfВычисление давления и температуры по длине скважины.

For j = 50 To H Step w= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)= 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.0683 * R * j) / (2 * Zc * Tc)= 1.325 * (10 ^ (-12)) * L * (Zc ^ 2) * (Tc ^ 2) * ((Exp(2 * S)) - 1) / (d ^ 5)= Sqr((Pu ^ 2) * Exp(2 * S) + ku * (q ^ 2))= Abs(Px - Pz)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pz)) - 26.5) + 273.15.AddItem j.AddItem "***************".AddItem Pz.AddItem "***************".AddItem Tz.AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Next jОпределение давления на забое скважины.= H= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)

c = 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.0683 * R * j) / (2 * Zc * Tc)= 1.325 * (10 ^ (-12)) * L * (Zc ^ 2) * (Tc ^ 2) * ((Exp(2 * S)) - 1) / (d ^ 5)= Sqr((Pu ^ 2) * Exp(2 * S) + ku * (q ^ 2))= Abs(Px - Pz).Caption = Pz.AddItem j.AddItem "***************".AddItem Pz.AddItem "***************".AddItem Tz.AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Rem Определение максимальной глубины гидратообразования.

For j = H To 0.01 Step -1= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)= 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.0683 * R * j) / (2 * Zc * Tc)= 1.325 * (10 ^ (-12)) * L * (Zc ^ 2) * (Tc ^ 2) * ((Exp(2 * S)) - 1) / (d ^ 5)= Sqr((Pu ^ 2) * Exp(2 * S) + ku * (q ^ 2))= Abs(Px - Pz)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pz)) - 26.5) + 273.15Tz <= Tg Then.Caption = jSub.Caption = "гидратов нет"IfjSub

111:"Ведены некорретные данные!"

вычисление.Enabled = True

End SubSub очистка_Click()

Rem Стирание всех данных.

вычисление.Enabled = True

Form1.PrintFormSub

Расчёт распределения температуры и давления в остановленной скважине

Private Pz As Currency, Tz As Currency, Tg As CurrencySub выход_Click()SubSub вычисление_Click()

вычисление.Enabled = False= Val(Text1(2).Text)= Val(Text1(0).Text)= Val(Text1(4).Text)

Г = Val(Text1(3).Text)= Val(Text1(1).Text)Error GoTo 111

Tg = (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pu)) - 26.5) + 273.15Построение таблицы

List1.AddItem "H, м".AddItem "***************".AddItem "0".AddItem "***************".AddItem "Pz, МПа".AddItem "***************".AddItem Pu.AddItem "***************".AddItem "Tz, К".AddItem "***************".AddItem Tu.AddItem "***************"

List4.AddItem "Tg, К"

Продолжение приложения А.

List4.AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Rem Задаём шаг алгоритма в зависимости от глубины скважины.

If H > 5150 Then= 500H > 3450 Then= 300H > 1800 Then= 200H > 900 Then= 100= 50

End IfRem Вычисление давления и температуры по длине скважины.

For j = 50 To H Step w= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)= 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.03415 * R * j) / (Zc * Tc)= Pu * Exp(S)= Abs(Px - Pz)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pz)) - 26.5) + 273.15.AddItem j.AddItem "***************".AddItem Pz.AddItem "***************".AddItem Tz.AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Next jОпределение давления на забое скважины.= H= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)

c = 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.03415 * R * j) / (Zc * Tc)= Pu * Exp(S)= Abs(Px - Pz).Caption = Pz.AddItem j.AddItem "***************".AddItem Pz.AddItem "***************"

Продолжение приложения А..AddItem Tz

List3.AddItem "***************".AddItem Tg.AddItem "***************"

Rem Определение максимальной глубины гидратообразования.

For j = H To 0.01 Step -1= Tu + Г * j= (Tz - Tu) / Log(Tz / Tu)= 1= PuWhile c > 0.05= Pz= (Px + Pu) / 2= 4.82 * (10 ^ (-4)) * (Pc ^ 2) - 1.658 * (10 ^ (-2)) * Pc + 1.01= (0.03415 * R * j) / (Zc * Tc)= Pu * Exp(S)= Abs(Px - Pz)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Pz)) - 26.5) + 273.15Tz <= Tg Then.Caption = jSub.Caption = "гидратов нет"If

Next jSub

:"Ведены некорретные данные!"

вычисление.Enabled = TrueSubSub очистка_Click()

Rem Стирание всех данных.

вычисление.Enabled = True

Label5.Caption = "".Caption = "".Clear.Clear.Clear.ClearSubПечать данныхSub печать_Click().PrintFormSub

Приложение Б

Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов, расчёт количества ингибитора

Private Px As Currency, Tx As Currency, Tg As Currency, ww As IntegerSub вычисление_Click()

расчёт.Enabled = True= Val(Text1(0).Text)= Val(Text1(1).Text)= Val(Text1(2).Text)= Val(Text1(3).Text)= Val(Text1(4).Text)= Val(Text1(5).Text)= Val(Text1(6).Text)= Val(Text1(7).Text)= Val(Text1(8).Text)= Val(Text1(9).Text)= Val(Text1(10).Text)Error GoTo 111Построение таблицы..Font.Bold = True" x, м";" Px, МПа";" Tx, K";" Тг, K"

Print "******************************************************"Вычисление давления и температуры по длине шлейфа.

Ld = 0.009407 / (Dvn ^ 0.333)= 262.3 * K * Dn * 1000 / (Q * Rg * C * 1000000)= Toc + (Ty - Toc) * (1 - Exp(-a * L * 0.001)) / (a * L * 0.001)= Sqr((Py ^ 2) - ((Q ^ 2) * Ld * Rg * Ts * z * L * 0.001) / (10.23 * (10 ^ (-12)) * ((Dvn * 1000) ^ 5)))\)= (2 / 3) * (Py + (Pk ^ 2) / (Py + Pk)).Font.Bold = FalseL > 12000 Then= 1000L > 7000 Then= 500L > 3600 Then= 300= 200Ifw = 0 To L Step ww= Sqr((Py ^ 2) - ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * w / L)= Toc + (Ty - Toc) * Exp(-a * w * 0.001) - 2.5 * ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * (1 - Exp(-a * w * 0.001)) / (2 * a * L * 0.001 * Ps)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Px)) - 26.5) + 273.15" "; w;" ",Px;" ",Tx;" ",Tg"******************************************************"w

Rem Определения места начала гидратообразования.

For www = 0 To L= Sqr((Py ^ 2) - ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * www / L)= Toc + (Ty - Toc) * Exp(-a * www * 0.001) - 2.5 * ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * (1 - Exp(-a * www * 0.001)) / (2 * a * L * 0.001 * Ps)= (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Px)) - 26.5) + 273.15Tx <= Tg Then.Caption = wwwSubIf

Next www.Caption = "Гидратов нет"

расчёт.Enabled = FalseSub

:

MsgBox "Введены некорректные данные!".Cls

расчёт.Enabled = FalseSubSub очистка_Click()

Rem Удаление данных и результатов.

Form1.Cls.Caption = ""

расчёт.Enabled = FalseSubSub выход_Click()SubПечать данныхSub печать_Click()

Form1.PrintFormSubОткрытие формы для расчёта количества ингибитора

Private Sub расчёт_Click().Hide

Form2.ShowSubПостроение формы и ввод данных для расчёта количества ингибитора

Private Qs As CurrencySub выход_Click()SubSub назад_Click().Hide.ShowSubSub печать_Click().PrintFormSubSub расчёт_Click()= Val(Form1.Text1(0).Text)= Val(Form1.Text1(1).Text)= Val(Form1.Text1(2).Text)= Val(Form1.Text1(3).Text)= Val(Form1.Text1(4).Text)= (Val(Form1.Text1(5).Text))= Val(Form1.Text1(6).Text)= Val(Form1.Text1(7).Text)= Val(Form1.Text1(8).Text)= Val(Form1.Text1(9).Text)= Val(Form1.Text1(10).Text)= Val(Text1(0).Text)= Val(Text1(1).Text)

Mk = Val(Text1(2).Text)Вычисление давления и температуры в конце шлейфа.

Ld = 0.009407 / (Dvn ^ 0.333)= 262.3 * K * Dn * 1000 / (Q * Rg * C * 1000000)= Toc + (Ty - Toc) * (1 - Exp(-a * L * 0.001)) / (a * L * 0.001)= Sqr((Py ^ 2) - ((Q ^ 2) * Ld * Rg * Ts * z * L * 0.001) / (10.23 * (10 ^ (-12)) * ((Dvn * 1000) ^ 5)))= (2 / 3) * (Py + (Pk ^ 2) / (Py + Pk))= L= Sqr((Py ^ 2) - ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * w / L)= Toc + (Ty - Toc) * Exp(-a * w * 0.001) - 2.5 * ((Py ^ 2) - (Pk ^ 2)) * (1 - Exp(-a * w * 0.001)) / (2 * a * L * 0.001 * Ps)

Tg = (19.9 * (1 + 0.434 * Log(Px)) - 26.5) + 273.15= Q * 1000расчёт количества ингибитора

dT = Tg - Tx= 0.457 * Exp((0.07374 * (Ty - 273.15)) - 0.000307 * ((Ty - 273.15) ^ 2)) / Py + 0.0418 * Exp(0.0537 * (Ty - 273.15) - 0.000199 * ((Ty - 273.15) ^ 2))

Продолжение приложения В.= 0.457 * Exp((0.07374 * (Tx - 273.15)) - 0.000307 * ((Tx - 273.15) ^ 2)) / Px + 0.0418 * Exp(0.0537 * (Tx - 273.15) - 0.000199 * ((Tx - 273.15) ^ 2))

dW = W1 - W2= 0.197 * (Px ^ (-0.7)) * Exp(6.054 * 0.01 * (Tx - 273.15) + 5.399)= 32= 1220= M * dT / (K1 + M * dT)= 0.000143 * Mk ^ 2 - 0.0414 * Mk + 3.174= 0.1 * Alfa * X2+0.2*(0.1*Alfa*X2)= dW * X2 / (X1 - X2)= (Gk * K2 / 100) * Exp(0.0489 * (Tx - 273.15) + Log(0.000143 * X2 + 0.00486 * X2))= Qg + Qv + Qk(2).Caption = Qs

End Sub