СТО Газпром 2-3.3-164-2007

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  99  100  101  102  103  ..

 

 

Москва 2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

image


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

МЕТОДИКА

ПО СОСТАВЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ПРОМЫСЛА (УКПГ),

С РАСЧЕТОМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ОТ ПЛАСТА ДО ВХОДА В ГКС


 

СТО Газпром 2-3.3-164-2007


 

Издание официальное


 

image


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности» Москва 2008

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


 

Управлением промысловой геологии и разработки месторождений Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

Распоряжением ОАО «Газпром» от 31 августа 2007 г. № 281/А с 25 марта 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2007

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Сокращения 2

  5. Основные положения 3

  6. Классификация газовых промыслов 3

  7. Требования к системе комплексного контроля параметров работы газового

    промысла 4

  8. Требования к расчету технологического режима работы газового промысла 8

  9. Алгоритм расчета технологического режима работы газового промысла 26

  10. Правила оформления и представления отчетных документов 29

    Приложение А (рекомендуемое) Методика определения устьевого давления

    скважины, выносящей пластовую воду 30

    Приложение Б (рекомендуемое) Расчет условного коэффициента теплопередачи

    от газа в стволе скважины в окружающие скважину породы 32

    Приложение В (рекомендуемое) Порядок расчета требуемого количества метанола, закачиваемого в скважину для предупреждения гидратообразования 34

    Приложение Г (рекомендуемое) Методика расчета параметров технологического

    режима работы УКПГ 35

    Приложение Д (рекомендуемое) Методика расчета технологического режима

    работы СОГ 43

    Приложение Е (рекомендуемое) Пример составления и оформления

    технологического режима работы газового промысла 46

    Приложение Ж (рекомендуемое) Формы отчетных документов 60

    Библиография 62


     

    III


     

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     


     

    image


     

    МЕТОДИКА

    ПО СОСТАВЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ПРОМЫСЛА (УКПГ), С РАСЧЕТОМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

    ОТ ПЛАСТА ДО ВХОДА В ГКС


     

    image

    Дата введения 2008-03-25


     

    1. Область применения


       

      Настоящий стандарт устанавливает порядок проведения расчетов технологического режима работы газового промысла, оформления и представления отчетных документов.

      Настоящий стандарт предназначен для использования в газодобывающих дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром».


       

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 3956-76 Силикагель технический. Технические условия

      ГОСТ 10136-77 Диэтиленгликоль. Технические условия

      ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия

      СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

      СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       


       

      image

      Издание официальное

    3. Термины и определения


       

      В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:

      1. газовый промысел: Технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки его с целью подготовки к дальнейшему транспортированию.

      2. технологический режим работы газового промысла: Условия работы его технологических объектов, обеспечивающие надежное, рентабельное и экологически безопасное функционирование промысла.


         

    4. Сокращения


       

      В настоящем стандарте использованы следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения

      БВН – блок входных ниток

      ГКС – головная компрессорная станция ГСС – газосборная сеть

      ГТУ – газотурбинная установка

      ДКС – дожимная компрессорная станция ДЭГ – диэтиленгликоль

      КПД – коэффициент полезного действия МПК – межпромысловый коллектор НКТ – насосно-компрессорные трубы ППА – пункт переключающей арматуры

      РДЭГ– регенерированный диэтиленгликоль РТЭГ– регенерированный триэтиленгликоль СПЧ – сменная проточная часть

      СОГ – станция охлаждения газа ТДА – турбодетандерный агрегат ТР – точка росы газа по влаге ТЭГ – триэтиленгликоль

      УКПГ – установка комплексной подготовки газа ЦБК – центробежный компрессор

    5. Основные положения


       

      1. Технологический режим работы газового промысла составляется с целью определения:

        • максимально возможного отбора газа при текущем состоянии газового промысла и соблюдении всех технологических требований к работе оборудования;

        • оптимальных условий работы скважин и промысловых сооружений, обеспечивающих заданный отбор газа;

        • уровней отбора газа при изменении технологических параметров промысла (добуривание скважин, реконструкция промысловых сооружений).

      2. Технологический режим работы газового промысла составляется ежеквартально. Основой для составления технологического режима работы скважин и кустов является утвержденный ОАО «Газпром» план по добыче газа.

      3. Исходные данные для расчета технологического режима:

        • состав пластового газа и жидкости;

        • информация по конструкции скважин, шлейфов и оборудования других объектов газового промысла;

        • фактические данные и данные геолого-промысловых исследований скважин, исследований промысловых газопроводов и межпромысловых коллекторов, параметры работы технологического оборудования УКПГ и ДКС за последние 12 или более месяцев.

          Если в течение действия технологического режима отдельные объекты газового промысла не обеспечивают установленные параметры, то определяются причины отклонения, производятся соответствующие мероприятия и для этих объектов составляется новый технологический режим.


           

    6. Классификация газовых промыслов


       

      1. Газовые промыслы различаются по ряду признаков:

        • уровню добычи газа;

        • составу добываемой продукции;

        • наличию агрессивных компонентов в газе;

        • уровню пластового давления;

        • наличию промысловой дожимной компрессорной станции и др.

      2. В настоящем стандарте рассмотрены только признаки, влияющие на порядок расчета технологического режима, на основании которых принята следующая классификация газовых промыслов:

        1. По схеме сбора газа:

          • индивидуальная линейная схема сбора газа;

          • коллекторная схема сбора газа;

          • индивидуальная кольцевая схема сбора газа;

          • групповая схема сбора газа.

        2. По наличию ДКС:

          • ДКС отсутствует;

          • ДКС расположена до установки осушки газа;

          • ДКС расположена после установки осушки газа;

          • ДКС расположена до и после установки осушки газа.

        3. По типу установки для осушки газа:

          • абсорбционная осушка:

            • с использованием в качестве поглотителя диэтиленгликоля (ДЭГ) по ГОСТ 10136;

            • с использованием в качестве поглотителя триэтиленгликоля (ТЭГ);

          • адсорбционная осушка:

            • с использованием в качестве поглотителя силикагеля по ГОСТ 3956;

            • с использованием в качестве поглотителя цеолита NaА (по ТУ 2163-003-05766557-97 [1] или по другим техническим условиям), отвечающего следующим требованиям:

              • механическая прочность при раздавливании, МПа – не менее 18;

              • адсорбционная способность при 25 °С, % масс.:

                • при 10 % относительной влажности – не менее 19,5;

                • при 50 % относительной влажности – не менее 21,6.

        4. По типу установки охлаждения газа:

        • ТДА;

        • СОГ.


           

    7. Требования к системе комплексного контроля параметров работы газового промысла

      1. Возможны два вида контроля параметров работы объектов газового промысла: постоянный и периодический.

        1. Постоянный контроль осуществляется с помощью местных автоматизированных измерительных комплексов, обеспечивающих возможность записи и, как правило, дистан-

          ционной передачи измеряемых данных. Интервал регистрации данных определяется, главным образом, возможностями измерительного оборудования, но не должен превышать 1 ч.

        2. Периодический контроль осуществляется с помощью местных или переносных измерительных комплексов, обеспечивающих контроль требуемых параметров через определенный промежуток времени. Результаты этого контроля заносятся в виде протокола на бумажный носитель, а также хранятся в электронном виде. Общие требования к периодичности такого вида контроля определяются в проекте разработки и утверждаются главным инженером промыслового управления (объединения).

    1. Рекомендуемый перечень контролируемых параметров, используемых при составлении технологического режима работы газового промысла, приведен в таблице 7.1. Требования к видам и периодичности контроля технологических параметров должны быть определены проектом разработки месторождения.

      Таблица 7.1 – Рекомендуемые параметры системы комплексного контроля работы газового промысла


       

      Наименование регистрируемых параметров

      Рекомендуемый вид контроля

      Интервал

      измерений, не более

      Допустимая

      погрешность измерения

      Температура окружающей среды, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Скважины и промысловые шлейфы

      Пластовое давление газа, кгс/см2

      Периодический

      3 мес

      0,25 %

      Дебит скважины, тыс. м3/сут

      Постоянный

      1 сут

      5 %

      Давление газа на устье скважины, кгс/см2:


       

      Постоянный


       

      1 мес


       

      0,25 %

      Температура газа на устье скважины, °С

      Постоянный

      3 мес

      0,5 °С

      Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

      ав квадратичной формуле притока газа (расчетные)

      Периодический

      1 год

      Содержание жидкости и твердых примесей в газовом потоке на устье скважины

      Периодический

      3 мес

      10 %

      Давление газа на входе блока входных сепараторов, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Блок входных сепараторов

      Расход газа через технологическую линию, млн м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Давление во входном коллекторе блока сепараторов,

      кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа во входном коллекторе блока сепараторов, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление в выходном коллекторе блока сепараторов, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа в выходном коллекторе блока сепараторов, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Количество жидкости, поступающей со скважин

      в блок входных сепараторов, м3

      Постоянный

      1 ч

      10 %

      • на буфере;

      • в затрубном пространстве;

      • на входе в шлейф

      Продолжение таблицы 7.1


       


       

      Наименование регистрируемых параметров

      Рекомендуемый вид контроля

      Интервал измерений, не более

      Допустимая погрешность измерения

      ДКС

      Температура газа на входе каждой ступени сжатия ДКС, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на входе каждой ступени сжатия ДКС, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Частота вращения ротора каждого ЦБК, об/мин

      Постоянный

      1 ч

      ±5 об/мин

      Температура газа на выходе каждой ступени сжатия ДКС, °С


       

      Постоянный


       

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на выходе каждой ступени сжатия ДКС, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Перепад давления газа на сужающем устройстве, кгс/см2

      Постоянный


       

      1 ч


       

      0,25 %

      Температура газа на входе в АВО, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на входе в АВО, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на выходе в АВО, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на выходе в АВО, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Установка абсорбционной осушки газа

      Расход газа через абсорбер, млн м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Давление газа на входе в абсорбер, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на входе в абсорбер, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Расход регенерированного гликоля (РДЭГ, РТЭГ) на абсорбер, л/сут

      Постоянный

      1 ч

      1,5 %

      Концентрация регенерированного гликоля, %

      Постоянный

      8 ч

      0,1 %

      Перепад давлений, кгс/см2:


       

      Постоянный


       

      1 ч


       

      0,25 %

      на абсорбере;

      на технологической линии осушки

      Периодический

      0,25 %

      Точка росы газа по влаге, °С:


       

      Постоянный


       

      1 ч


       

      2,5 %

      сырого газа;

      осушенного газа

      Постоянный

      1 ч

      2,5 %

      Потери абсорбента (мех. унос), мг/м3

      Периодический

      24 ч

      2,5 %

      Давление в выходном коллекторе цеха осушки, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура в выходном коллекторе цеха осушки, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Установка регенерации гликоля

      Производительность по регенерированному гликолю, м3

      Постоянный

      1 ч

      1,5 %

      Температура гликоля в испарителе, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление верха колонны регенерации, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Окончание таблицы 7.1


       


       

      Наименование регистрируемых параметров

      Рекомендуемый вид контроля

      Интервал измерений, не более

      Допустимая погрешность измерения

      Установка адсорбционной осушки

      Расход газа через адсорбер, млн м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Давление газа на входе в адсорбер, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на входе в адсорбер, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Температура газа на выходе адсорбера, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Перепад давления в адсорбере, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Точка росы газа по влаге, °С:

      -сырого газа;

      -осушенного газа


       

      Постоянный Постоянный


       

      1 ч

      1 ч


       

      2,5 %

      2,5 %

      Давление в выходном коллекторе, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура в выходном коллекторе, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Расход газа регенерации, м3

      Постоянный

      1 ч

      1,5 %

      Температура газа регенерации, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа регенерации, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      АВО ТДА

      Давление газа на входе ТДА (вход компрессора), кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на входе ТДА (вход компрессора), °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на выходе ТДА (выход детандера), кгс/см2


       

      Постоянный


       

      1 ч


       

      0,25 %

      Температура газа на выходе ТДА (выход детандера), °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      СОГ

      Расход газа через СОГ, млн м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Давление газа на входе в СОГ, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на входе в СОГ, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление газа на выходе из СОГ, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура газа на выходе из СОГ, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Температура хладагента на входе и выходе компрессора, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление хладагента на входе и выходе компрессора, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура конденсации хладагента, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление конденсации хладагента, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Температура испарения хладагента, °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Давление испарения хладагента, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      МПК

      Давление на входе МПК, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Давление на выходе МПК, кгс/см2

      Постоянный

      1 ч

      0,25 %

      Расход газа на входе МПК, тыс. м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Расход газа на выходе МПК, тыс. м3/сут

      Постоянный

      1 ч

      1 %

      Температура газа на входе в МПК (выход из УКПГ), °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      Температура газа на выходе в МПК (вход на ГКС), °С

      Постоянный

      1 ч

      0,5 °С

      При проведении замеров также регистрируется количество работающих, резервных и находящихся в ремонте технологических линий каждой ступени ДКС, блока входных сепараторов, УКПГ, ТДА и ГПА.

      При отсутствии автоматизированных измерительных комплексов рабочие параметры скважин и промысловых шлейфов регистрируются не реже одного раза в месяц.

    2. К инженерно-эксплуатационным мероприятиям, влияющим на технологические режимы работы промысла, относятся:

  • остановки скважин, шлейфов и других объектов;

  • установка новых технологических элементов;

  • продувки скважин и шлейфов;

  • очистка шлейфов в результате пропуска поршней;

  • введение в эксплуатацию дополнительно новых скважин, трубопроводов и других внутрипромысловых объектов;

  • изменение технологии эксплуатации отдельных скважин (летающие клапаны, концентрические лифты и т.д.);

  • работы по интенсификации притока газа;

  • объединение газовых потоков за счет исключения отдельных элементов газосборной системы;

  • изменение состояния регулирующей арматуры;

  • изменение мест установки, типов и технических характеристик средств измерения. Информация о дате начала, ходе проведения и результатах мероприятия представляют-

ся ежемесячно. По окончании мероприятия должен быть представлен акт об его окончании и результатах работы главному инженеру промыслового управления (объединения).


 

  1. Требования к расчету технологического режима работы газового промысла


     

    1. Основные объекты газового промысла (скважины, промысловый коллектор, ДКС, УКПГ, МПК) составляют единую газодинамически связанную систему. Эта система газового промысла должна обеспечивать совместное решение для задач фильтрации газа в пласте, его движения в скважинах и системах промыслового сбора газа, включая компримирование и межпромысловый транспорт газа.

    2. Расчет технологического режима работы газового промысла включает два этапа:

      Этап 1 – анализ текущего состояния объектов газового промысла – выполняется по фактическим замерам параметров работы газового промысла в соответствии с таблицей 7.1 за предшествующий период времени продолжительностью не менее 12 месяцев. Математиче-

      ская и статистическая обработка фактических данных проводится с целью определения динамики изменения состояния (пропускная способность, гидравлическая эффективность, состояние теплоизоляции и др.), технологических параметров (производительность, давление, температура и др.), определение поправочных коэффициентов и экстраполяционных зависимостей.

      Этап 2 – расчет технологического режима работы газового промысла – проводится ежеквартально, включая технологические режимы работы скважин и промысловых шлейфов, блока входных сепараторов, ДКС, установки осушки газа, АВО, ТДА и МПК. Схема газового промысла, используемая при расчете технологического режима, приведена на рисунке 8.1.


       

      image

      Рисунок 8.1 – Схема газового промысла, используемая при расчете технологического режима


       

    3. Физические свойства и количественные соотношения составляющих перекачиваемой среды определяются по уравнению состояния

      f(P,V,T) = 0,

      где Р – давление вещества;

      – температура вещества;

      – удельный объем вещества.

    4. Требования к расчету технологического режима скважин и промысловых шлейфов.

      1. Анализ текущего состояния скважин выполняется для оценки гидравлического и термодинамического состояния лифтовой колонны и углового штуцера на устье скважины.

        При использовании формулы притока газа система уравнений, описывающая работу скважины, принимает вид

        − ⋅ e

         

        2 2 2S

        пл буф

        c

         

        ⋅ Qc (+ θ)⋅ 2 c,

        (8.1)

        ср

         

        = 0,03415 ⋅ ρ L/(Т

        • z

          ), (8.2)


           

          − ⋅ ,

           

          2 2 2

          буф шл.вх уш c


           

          (8.3)

          где Pпл – фактическое пластовое давление в месте расположения скважины, кгс/см2;

          Pбуф – фактическое или расчетное давление на буфере скважины, кгс/см2;

          Pшл.вх – фактическое давление на устье скважины после углового штуцера на входе в шлейф, кгс/см2;

          Qс – дебит скважины, тыс. м3/сут;

          е2– параметр, учитывающий вес газа в лифтовых трубах (определяется по известным методикам);

          Вуш – коэффициент штуцера, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2;

          а – коэффициент фильтрационного сопротивления, полученный в результате газогидродинамических исследований скважин, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут);

          – коэффициент фильтрационного сопротивления, полученный в результате газогидродинамических исследований скважин, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2;

          с – коэффициент, полученный в результате газогидродинамических исследований скважин, (кгс/см2)2;

          θ – фактический (θф) или расчетный (θр) коэффициент, характеризующий потери

          давления в лифтовой колонне;

          zcp – коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних значениях давления и температуры по стволу скважины;

          Тср – средняя температура газа по стволу скважины, К;

          – глубина скважины, м;

          ρ – относительная плотность газа.

          Методика определения устьевого давления скважины, выносящей пластовую воду, приведена в приложении А.

          В качестве коэффициента Вуш принимается величина, полученная в результате усреднения значений, рассчитанных по формуле (8.3) по фактическим замерам расхода газа, давле-

          ния на буфере скважины и на входе в шлейф за анализируемый период.

          Фактическое значение коэффициента θф определяется из формулы (8.1) по фактическим замерам расхода газа, пластового давления и давления на буфере скважины при заданных характеристиках пластового газа и конструкции скважины.

          Расчетное значение коэффициента θр определяется путем решения системы уравне-

          ний, описывающих движение газового потока в лифтовой колонне при заданном расходе газа.

          Критерий оценки гидравлического состояния лифтовой колонны каждой скважины определяется в виде функциональной зависимости

          ξс1 f(θф /θрτ), (8.4)

          где τ – время (τ = 0 соответствует началу периода, на протяжении которого проводится анализ фактических данных).

          Критерий оценки термодинамического состояния лифтовой колонны каждой скважины определяется в виде функциональной зависимости

          c.ф

           

          ξс2 f(K*

          /K

           

          * c.р

          τ), (8.5)


           

          c.ф

           

          где K*

          K

           

          * c.р

          – условные фактический и расчетный коэффициенты теплопередачи (для

          одного погонного метра) от газа в стволе скважины в окружающие скважину породы.

          c.ф

           

          Расчет условного фактического коэффициента теплопередачи K*

          , определяемого по

          замерам температуры газа на протяжении анализируемого периода, и условного расчетного коэффициента теплопередачи приведен в приложении Б.

          Коэффициенты abθр и зависимости ξс1ξс2 используются при проведении расчета

          технологического режима работы скважин.

      2. При анализе текущего состояния и расчете технологического режима работы скважин допускается использование других известных соотношений, описывающих приток газа к скважине. В этом случае критерий оценки гидравлического состояния лифтовой колонны скважины выбирается исходя из вида используемого уравнения.

      3. Анализ текущего состояния промысловых шлейфов выполняется для оценки термодинамического и гидравлического состояния трубопровода. В качестве критерия оценки гидравлического состояния трубопровода принимается соотношение фактической и расчетной пропускной способности шлейфа

        P

         

        2

        шл.

        шл.

         

        вх − 2

        ш

         

        вых = Q2 л / Aшл ,

        (8.6)


         

        где Pшл.вх – фактическое давление на входе в шлейф, осредненное по скважинам куста, кгс/см2;

        Qшл – производительность шлейфа, тыс. м3/сут;

        Pшл.вых – фактическое или расчетное давление в конце шлейфа, кгс/см2;

        Aшл – фактическая (Aшл.ф) или расчетная (Aшл.р) пропускная способность шлейфа, (тыс. м3/сут)2/(кгс/см2)2.

        Фактическое значение пропускной способности шлейфа Aшл.ф определяется по формуле (8.6) по фактическим замерам расхода газа, давления на входе и выходе шлейфа. Замер

        давления на выходе шлейфов должен проводиться на входе блока входных сепараторов


         

        Pшл.вых = Pбс.вх,

        где Pбс.вх – давление на входе первой ступени сепарации блока входных сепараторов, кгс/см2. Расчетное значение пропускной способности шлейфа Aшл.р определяется путем реше-

        ния системы дифференциальных уравнений двухфазной гидродинамики и теплообмена и массообмена в граничных условиях третьего рода (уравнения движения и баланса тепловой энергии) при заданных характеристиках газа и конструкциях шлейфов. Конечным результатом решения системы уравнений являются расчетные значения температуры и давления в

        конце шлейфа, по которым по формуле (8.6) определяется Ашл.

        Критерий оценки гидравлического состояния каждого шлейфа определяется функциональной зависимостью

        ξшл1 f(Ашл.ф/Ашл.рτ), (8.7)

        где τ – время (τ = 0 соответствует началу периода, на протяжении которого проводится анализ фактических данных).

        Фактический коэффициент теплопередачи шлейфов Кф, ккал/(чм2⋅°С), для участка

        шлейфа с известным расходом по замерам давлений и температур в двух точках, расположенных на расстоянии Δx, определяется из уравнения

        Kф ΔМшл /π·D·(tшл.ср – tocΔx, (8.8) где Δi – изменение удельной энтальпии потока на расстоянии Δx, ккал/кг;

        Мшл – массовый расход газа, кг/ч;

        Δ– расстояние между двумя точками, м;

        – диаметр шлейфа, м;

        tшл.ср – температура газа в шлейфе на участке Δx°С;

        tос – температура окружающей среды, °С.

        Энтальпия определяется с использованием уравнения состояния и на основе решения комбинированного уравнения первого и второго начала термодинамики.

        Критерий оценки термодинамического состояния каждого шлейфа определяется функциональной зависимостью

        ξшл2 f(Кф τ), (8.9)

        где τ – время (τ = 0 соответствует началу периода, на протяжении которого проводится анализ фактических данных).

        Коэффициенты Aшл.р и зависимости ξшл1ξшл2 используются при проведении расчета

        технологического режима работы шлейфов.

      4. При расчете коллекторных шлейфов каждый участок трубопровода между точками с известными фактическими давлениями рассматривают как лучевой шлейф. При отсутствии информации о давлениях в точках коллектирования для выполнения расчетов принимается допущение постоянства гидравлической эффективности всех участков от одного из кустов (скважины) до входа на УКПГ.

      5. Кольцевая схема сбора рассчитывается в результате решения системы нелинейных уравнений материального баланса, движения и теплообмена всех расчетных участков, характеризующихся постоянством массового расхода относительно известных расходов и температур в источниках (точках входа), расходов в стоках (точках выхода) и заданного давления в любой точке трубопроводной системы.

      6. Расчет технологического режима работы скважин и шлейфов газосборной сети на следующий квартал производится для заданных отборов газа Qгп из пласта по системе уравнений

        P 2

        – 2

        ⋅ e2а ⋅ Q

        (+ θ )⋅ Qc

         пл.i буф.i i c.i i i c.i i

        θ= θp.i ξc1.i

        tу.i = tу.р.i ξс2.i

        Р – В

        Q2

        ⎪ шл.вх.i буф.i уш.i c.i

        ⎪ Nkj

        Qшл.j = Qc.i

        ⎪ i=1

         Aшл.j = Ашл.р.j ξшл1.j

        2

        – Р 2

        QA

        (8.10)

        шл.вх.j бс.вх.j шл.j шл.j

        ⎪ Nkj

        tшл.вх.j =(1/ Qшл.j )(tу.i  Qс. i )

        (t

        i=1

        ,Q


         

        D


         

        ...)

         шл.р.j шл.вх.j шл.вх.j шл.j шл.j шл.j фj

        ⎪ Nш

        tбс.вх =(1/ Qгп )⋅ (tшл.вх.j Qшл.j )

        Nс

        j=1

        Nш

        Qc.i = ∑ Qшл.j = Qгп

         i=1 j=1

        где Nc – количество скважин на газовом промысле, ед.;

        Nк– количество скважин, подключенных к j-му шлейфу, ед.;

        Nш – количество шлейфов на газовом промысле, ед.;

        Pпл.i – пластовое давление в месте расположения i-й скважины, кгс/см2;

        Pбуф.i – давление на буфере i-й скважины, кгс/см2;

        Pшл.вх.– давление в месте подключения i-й скважины к шлейфу, кгс/см2;

        Qс.i – дебит i-й скважины, тыс. м3/сут;

        Qгп – суточный отбор с газового промысла, тыс. м3/сут;

        ai – коэффициент фильтрационного сопротивления, полученный в результате газогидродинамических исследований i-й скважины, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут);

        bi – коэффициент фильтрационного сопротивления, полученный в результате газогидродинамических исследований i-й скважины, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2;

        сi – коэффициент, полученный в результате газогидродинамических исследований i-й скважины, (кгс/см2)2;

        θр.i – расчетный коэффициент, характеризующий потери давления в лифтовой

        колонне i-й скважины;

        θi – коэффициент, характеризующий потери давления в лифтовой колонне i-й скважины с учетом поправки;

        Вуш.i – коэффициент штуцера i-й скважины, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2;

        tу.р.itу.i – температура на устье скважины соотвественно расчетная и с учетом поправки, °С; ξс1.iξс2.i – критерии оценки гидравлического состояния лифтовой колонны i-й сква-

        жины и оценки термодинамического состояния лифтовой колонны i-й скважины;

        Aшл.р.j – расчетная пропускная способность j-го шлейфа, (тыс. м3/сут)2/(кгс/см2)2;

        Aшл.j – пропускная способность j-го шлейфа с учетом поправки, (тыс. м3/сут)2/(кгс/см2)2;

        Kфj – фактический коэффициент теплопередачи j-го шлейфа, ккал/(чм2⋅°С);

        Pшл.вх.j – давление на входе j-го шлейфа, кгс/см2;

        tшл.вх.j – температура на входе j-го шлейфа, °С;

        tшл.р.jtшл.вых.j – температуры на выходе j-го шлейфа соотвественно расчетная и с учетом поправки, °С;

        ξшл1.jξшл2.j – критерии оценки гидравлического состояния j-го шлейфа и оценки тер-

        модинамического состояния j-го шлейфа;

        Lшл.j – длина j-го шлейфа, м;

        Dшл.j – диаметр j-го шлейфа, м;

        Qшл.j – расход газа в j-м шлейфе, тыс. м3/сут;

        tбс.вх – температура на входе блока входных сепараторов, °С; τ – время, ч.

        В результате расчета определяются:

        • давление Рбс.вх и температура tбс.вх газа на входе блока входных сепараторов при заданном суточном отборе газа с пласта Qгп;

        • расход, температура, давление на устье и на входе в шлейф для каждой скважины.

      7. Полученные параметры газового потока на устье скважины и в шлейфе используются для расчета ограничений на допустимые режимы работы:

        • минимально необходимого расхода газа для выноса жидкости из скважины;

        • максимально допустимой депрессии на пласт;

        • равновесной температуры гидратообразования.

        Для расчета ограничений режимов работы скважины должны использоваться рекомендации проекта разработки месторождения и результаты анализа условий эксплуатации скважин и их исследований.

        Если параметры газового потока в скважине или шлейфе выходят за пределы полученных ограничений, то формируется отчет о выходе работы скважины или шлейфа за допустимые ограничения, в котором указываются допустимые значения параметров и значения, полученные в результате расчета технологического режима.

      8. Дебиты скважин, вышедших за пределы ограничения по минимально необходимому расходу газа, пересчитываются с учетом их снижения в результате самозадавливания

        Qc Амнд·Qc0, (8.11)

        где Qc0 – дебит скважины без учета самозадавливания, тыс. м3/сут;

        Qc – дебит скважины с учетом самозадавливания, тыс. м3/сут;

        Амнд – коэффициент, учитывающий периодическое снижение дебита скважины в результате самозадавливания; выбирается в пределах от 0,5 до 0,8 с учетом специфики эксплу-

        атации скважин на данном промысле.

        С учетом поправки по дебитам самозадавливающихся скважин проводится повторный расчет технологического режима всех скважин и газосборной сети промысла.

      9. При температуре газа на устье скважины ниже равновесной температуры гидратообразования рассчитывается количество метанола, которое необходимо закачать в скважину для предупреждения образования гидратов. Порядок расчета требуемого количества метанола, закачиваемого в скважину для предупреждения гидратообразования, приведен в приложении В.

      10. Решение о необходимости остановки скважин и регулировки режима работы скважин, вышедших за пределы допустимых ограничений, принимается геологической службой газодобывающего предприятия.

    1. Требования к расчету технологического режима блока входных сепараторов.

      1. Анализ текущего состояния блока входных сепараторов, имеющего несколько технологических линий и несколько ступеней сепарации, выполняется с целью уточнения гидравлических характеристик отдельных сепараторов по формуле


         

        − 2

        ⋅ Q,

        (8.12)

        бс.вх.j бс.вых.j бс.ij бс.ij


         

        где Pбс.вх.j – фактическое давление на входе j-й ступени блока входных сепараторов, кгс/см2;

        Pбс.вых.j – фактическое или расчетное давление на выходе j-й ступени блока входных сепараторов, кгс/см2;

        Qбс.ij – расход газа через сепаратор в i-й нитке j-й ступени блока входных сепараторов, тыс. м3/сут;

        Вбс.ij – коэффициент для сепаратора в i-й нитке j-й ступени блока входных сепараторов, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2.

        Давление на выходе последней ступени сепарации принимается равным давлению на входе ДКС

        Pбс.вых = Pдкс.вх,

        где Pбс.вых – давление на выходе последней ступени сепарации блока входных сепараторов, кгс/см2;

        Pдкс.вх – давление на входе ДКС, кгс/см2.

        В качестве коэффициента Вбс.ij принимается величина, полученная в результате усреднения арифметических значений, рассчитанных по формуле (8.12) по фактическим замерам

        расхода газа, давления на входе и выходе сепаратора в i-й нитке j-й ступени блока входных сепараторов за анализируемый период.

        Усредненное значение коэффициента Вбс.ij в уравнении (8.12) определяется непосредственно перед прогнозируемым периодом работы, который по времени равен одному кварталу.

        Коэффициент Вбс.ij используется при проведении расчета технологического режима работы блока входных сепараторов.

      2. Расчет технологического режима работы блока входных сепараторов выполняется последовательно для каждой ступени сепарации по формуле

Pбс.вых.j = (2 .вх.j  Bбс.ij  Q2 .ij )1/ 2 ,

(8.13)

бс бс


 

где Вбс.ij – коэффициент для сепаратора в i-й нитке j-й ступени блока входных сепараторов, полученный при анализе фактических данных работы блока входных сепараторов за

предыдущий период, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2.

Значения параметров газового потока на входе блока входных сепараторов задаются по результатам расчета технологического режима скважин и промысловых шлейфов газосборной сети.

Температура газа на выходе блока входных сепараторов принимается равной входной температуре.

Давление на входе каждой ступени сепарации определяется из соотношения

Pбс.вх.j+1 = Pбс.вых.j, Pбс.вх.1 = Pбс.вх,

где Pбс.вых – давление на входе блока входных сепараторов, полученное при расчете технологических режимов скважин и шлейфов газосборной сети, кгс/см2.

Расход газа, проходящего по каждой i-й нитке j-й ступени сепарации, определяется по формуле

Qбс.ij Qгп /nj, (8.14)

где nj – количество работающих технологических линий в j-й ступени сепарации, которое определяется по формуле

n= nрез+ Qгп /Qбс.макс.j, (8.15) где nрез – количество резервных ниток, определяемое из условий эксплуатации объекта;

Qбс.макс.j – пропускная способность сепарационных аппаратов, установленных в j-й ступени сепарации (указывается производителем оборудования), тыс. м3/сут.

    1. Требования к расчету технологического режима ДКС.

      1. Анализ текущего состояния ДКС выполняется с целью определения возможности обеспечения технологического режима работы дожимного комплекса.

        Замер давления на выходе каждой j-й ступени сжатия ДКС должен проводиться на входе АВО по формуле

        Pдкс.вых.j = Pаво.вх.j,

        где Pдкс.вых.j – давление на выходе j-й ступени сжатия ДКС, кгс/см2;

        Pаво.вх.j – давление на входе АВО, установленного после j-й ступени сжатия ДКС, кгс/см2.

      2. Расчет технологического режима работы ДКС выполняется последовательно для

        каждой ступени сжатия при номинальных оборотах роторов компрессоров с использованием соотношения

        Pдкс.вх.j + 1 = εj·Pдкс.вх.j  ΔPаво.j, (8.16) где Pдкс.вх.j + 1 – давление на входе ( + 1)-й ступени сжатия ДКС, кгс/см2;

        Pдкс.вх.j – давление на входе j-й ступени сжатия ДКС, кгс/см2;

        ΔPаво.j – перепад давления на АВО, кгс/см2;

        εj – степень повышения давления j-й ступени сжатия ДКС, которая определяется по

        индивидуальным характеристикам нагнетателей (передаются поставщиком оборудования) с учетом реальных условий эксплуатации, представляемым по формуле

        εj a1j(qдкс.j /mj)3 a2j(qдкс.j /mj)2 +a3j(qдкс.j /mj) + a4j, (8.17)

        где qдкс.j – расход газа в нагнетателе j-й ступени сжатия ДКС, приведенный к реальным условиям, м3/мин;

        mj – количество компрессоров j-й ступени сжатия ДКС;

        a1ja2ja3ja4j – коэффициенты аппроксимации характеристики ε f(q), полученной

        в результате испытаний компрессора производителем оборудования на номинальных оборотах ротора (исходная характеристика компрессора) и приведенной к реальным условиям эксплуатации.

        Исходная характеристика компрессора εхар f(q) на реальные условия эксплуатации

        пересчитывается по формуле

        кv ⋅η


         

        image

        пол.хар.и

        ⎡ ⎛ к–1 

        ⎤ кv –1

        image

        ε = z

          • Т

          • ε к⋅ηпол.хар.и  1 ⋅ 1

            1 ,

            хар

            image

             

             и и и

             хар.и

            ⎟ ⋅ 

            (8.18)

            ⎜ ⎟ j

            ⎣ ⎝ 

            где zиzj – коэффициент сжимаемости газа на входе в компрессор соответственно исходной характеристики и на входе j-й ступени сжатия ДКС;

            Rи– газовая постоянная соответственно исходной характеристики и фактическая, Дж/(кг·К);

            ТиТj – температура газа соответственно на входе исходной характеристики и на входе

            j-й ступени сжатия ДКС, К;

            кv – показатель адиабатного процесса сжатия;

            ηпол.хар.и f(q) – политропный КПД компрессора.

            Значения параметров газового потока на входе ДКС задаются по результатам расчета технологического режима блока входных сепараторов.

            Расчет производится последовательно для каждой ступени сжатия. Сначала при известном расходе газа в компрессорах первой ступени с помощью формулы (8.17) рассчитывается степень повышения давления. Затем определяется расход газа на входе второй ступени сжатия с учетом повышения давления на первой ступени и рассчитывается степень повышения давления во второй ступени и т.д.

            Давление на выходе ДКС определяется из формулы (8.16) при nс


             

            Pдкс.вых = Pдкс.вх.j + 1(8.19)

            где Pдкс.вых – давление на выходе ДКС, кгс/см2;

            nс – количество ступеней сжатия.

      3. Расход газа в i-м нагнетателе j-й ступени сжатия ДКС определяется по формуле

        qдкс.1 

        Tj 

        m1 ,


         

        (8.20)

        image

        дкс.j j1

        εi

        i=1

        image

        image

        z1 T1 mj

        где qдкс.1 – расход газа в нагнетателе 1-й ступени сжатия ДКС, приведенный к реальным условиям, м3/мин;

        j1

        εi – степень повышения давления с 1-й по ( – 1)-ю ступень сжатия ДКС;

        i=1

        m1mj – количество компрессоров соответственно в 1-й и j-й ступени сжатия ДКС;

        z1 – коэффициент сжимаемости газа на входе 1-й ступени сжатия ДКС;

        T1 – температура газа на входе 1-й ступени сжатия ДКС, К.

        Область совместной работы нагнетателей j-й ступени определяется из условия

        qмин.j  qдкс.j  qмакс.j,

        где qмин.jqмакс.j – минимальный и максимальный расходы газа, которые определяются по соответствующим индивидуальным характеристикам компрессоров.

      4. Мощность ЦБК определяется по формуле

        qдкс. j Pдкс.вых

        =1,63⋅ ⋅ ⋅

        hij ,


         

        (8.21)

        image

        дкс.ij

        image

        nc

        i

         

        ε

        j

        image

        j ⋅ Tj

        где Nдкс.ij – мощность i-го компрессора в j-й ступени сжатия ДКС, кВт;

        hi– полный напор ЦБК, Дж/кг, рассчитываемый по формуле

        ⎛ v –1 

        image

        K v

        ⋅ ⋅ R⋅ ε K v ⋅ηпол. j –1,

        (8.22)

        image

        ij j j ⎜ 

        v –1 ⎜ 

        ⎝ ⎠

        где ηпол.j – политропный КПД компрессора j-й ступени сжатия ДКС, который рассчитывается по формуле

        ηпол.j b1j(qдкс.j /mj)3 b2j ⋅ (qдкс.j /mj)2 b3j (qдкс.j /mj) + b4j, (8.23)

        где b1jb2jb3jb4j – коэффициенты аппроксимации характеристики ηпол.хар.и f(q), полученной в результате испытаний компрессора производителем оборудования на номинальных оборотах ротора.

        Температура газа на выходе из компрессора j-й ступени сжатия Твых.j, К, в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051, вычисляют по формуле


         

        Tвых. j

        v 1

        image

        j j

         

        = ⋅ε K ηпол. j .


         

        Температура газа на выходе ДКС Тдкс.вых, К, определяется из вышеуказанной формулы при nc:


         

        c

         

        Тдкс.вых = Твых.n .

      5. При работе компрессоров на оборотах ротора, отличных от номинальных, степень повышения давления и КПД определяются по формулам

        ε′ ′ ′ ′ ′

        = a1j(qдкс.j /mj)

        + 2j (qдкс.j /mj)

        3j (qдкс.j /mj) + 4j, (8.24)

        η′ ′ ′ ′ ′

        пол.j = b1j(qдкс.j /mj)

        + 2j (qдкс.j /mj)

        3j (qдкс.j /mj) + 4j, (8.24 а)


         

        где a a

        a

        a

        – коэффициенты аппроксимации характеристики ε

        (q), b b

        b

        b 

        1j 2j

        3j 4j

        хар

        1j 2j 3j 4j

        пол.хар

         

        коэффициенты аппроксимации характеристики η

        (q) на оборотах ротора, отличных


         

        от номинальных. Пересчет характеристики компрессора на номинальных оборотах на оборо-


         

        ты, отличные от номинальных, производится по формулам

        q′ = ⋅ n

         хар хар


         

        image

        nном

        ⎪η′пол. хар = ηпол.хар

        ,

        кηпол. хар

        ⎪ 

        к

        image

        ⎤ кv 1

        image

        ε = ⎢⎜ε к⋅ηпол. хар  1 + 

        (8.25)

        image

        ⎪ хар

        ⎢⎜ хар

        ⎟ 1

        ⎪ ⎜ ⎟

        nном 

        ⎩ ⎝ ⎠ 

        где – число оборотов ротора компрессора, об/мин;

        nном– номинальные обороты ротора компрессора, об/мин;

        εхар – степень повышения давления при номинальных оборотах ротора;

        ε′хар – степень повышения давления при оборотах ротора;

        qхар – объемный расход газа при номинальных оборотах ротора, м3/мин;

        qхар – объемный расход газа при оборотах ротора, м3/мин.

        Расход газа и мощность ЦБК определяется по формулам (8.20) – (8.22) при εj ε′j и

        ηпол.j = η′пол.j.

        Расход топливного газа, Qтг, тыс. м3/ч, рассчитывается по формуле

        image

        Т

        о 

        дкс ij

        тг n

         

        а

         

        Qтг mj ⋅ Qтг ⋅ ⎜ 0,75

        о ⋅η ⋅ К

        0,25⋅ КРа 

        ⎟⋅ К ⋅ К ,

        288 

        (8.26)

        ⎝ е мех н 

        где

        Q

         

        тг

         

        o – номинальный расход топливного газа ГТУ, тыс. м3/ч;

        е

         

        о – номинальная эффективная мощность ГТУ, кВт;

        ηмех – механический КПД, принимают по данным техдокументации конкретного типоразмера;

        Kн – коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние ЦБК, принимается равным 0,95, если нет оснований для принятия другой величины;

        KPa – коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря;

        Tа – расчетная температура атмосферного воздуха, К;

        Kтг – коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние ГТУ;

        image

        Кn – коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины, принимается в соответствии с таблицей 8.1.

        е

         

        Значение коэффициентов KPaKтг принимать в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051. Располагаемая мощность ГТУ р , кВт, определяется по формуле

        р о ⋅ К

          • К ⋅ К

          • К ⋅ К ,

        (8.27)

        image

        е е N t у

        Ра


         

        где

        е

         

        о – номинальная эффективная мощность ГТУ, кВт;

        KN – коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние ГТУ;

        Kt – коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;

        Ky – коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла;

        image

        Кn – коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турби-

        ны, принимается в соответствии с таблицей 8.1;

        Значение коэффициентов KNKtKy и KPa принимать в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051. Допускается принимать приближенное значение коэффициента Kв соответствии с таблицей 8.2.


         

        Таблица 8.1 – Коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины


         

        Относительные обороты привода

        1,00

        0,95

        0,90

        0,85

        0,80

        0,75

        Коэффициент Кn

        1,00

        0,99

        0,97

        0,95

        0,93

        0,90


         

        image

        Таблица 8.2 – Коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха


         

        Время года

        Лето

        Межсезонье

        Зима

        Коэффициент Kt

        0,81

        0,95

        1,10

      6. Проводится проверка ограничений по режимам работы ДКС:

        • границы минимального объемного расхода газа по условиям возникновения помпажа;

        • предельно допустимой максимальной и минимальной частоты вращения ротора;

        • предельно допустимой загрузки ДКС.

        Граница минимального объемного расхода газа по условиям возникновения помпажа и предельно допустимая максимальная и минимальная частоты вращения ротора определяются в результате испытаний компрессора изготовителем оборудования с учетом реальных условий эксплуатации.

        Значение мощности ЦБК не должно превышать располагаемую мощность ГТУ

        e

         

        р 

        N дксij

        image

        .

        ηмех  Кн


         

        (8.28)


         

        Если параметры работы ДКС выходят за пределы полученных ограничений, то следует формировать отчет, в котором указать допустимые значения параметров и значения, полученные в результате расчета технологического режима.

    2. Требования к расчету технологического режима АВО.

      1. Анализ текущего состояния АВО выполняется с целью уточнения ее гидравлических и термодинамических характеристик с использованием уравнений

        − 2

        ⋅ Q,

        (8.29)

        аво.вх аво.вых аво аво

        tаво.вых tоc Δtаво, (8.30)

        где Pаво.вх – фактическое давление на входе блока АВО, кгс/см2;

        Pаво.вых – фактическое или расчетное давление на выходе АВО, кгс/см2;

        Qаво – расход газа, тыс. м3/сут;

        Ваво – коэффициент, (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2;

        tаво.вых – температура на выходе АВО, °С; tоc – температура окружающей среды, °С; Δtаво – поправка по температуре, °С.

        В качестве коэффициента Ваво принимается величина, полученная в результате усред-

        нения значений, рассчитанных по формуле (8.29) по фактическим замерам расхода газа, давления на входе и выходе АВО за анализируемый период.

        В качестве поправки по температуре Δtаво принимается величина, полученная в резуль-

        тате усреднения значений, рассчитанных по формуле (8.30) по фактическим замерам температуры окружающей среды и температуры на выходе АВО за анализируемый период.

        Коэффициент Ваво и поправка по температуре Δtаво используются при проведении рас-

        чета технологического режима работы АВО.

      2. Расчет технологического режима работы АВО выполняется по формулам

аво.вых =

2 .вх 

аво 


 

2 1/ 2

(Pаво

B Qаво ) ,


 

tаво.вых = tоc + Δtаво.

Значения параметров газового потока на входе АВО, установленного после компрессора, задаются по результатам расчета технологического режима данного компрессора:

Pаво.вх = Pдкс.вых.j.

Значения параметров газового потока на входе АВО, установленного после установки

осушки газа, задаются по результатам расчета ее технологического режима: Pаво.вх Pуо.вых.

    1. Требования к расчету технологического режима установки осушки газа.

      1. Анализ текущего состояния установки осушки газа, имеющей несколько технологических линий осушки, выполняется с целью уточнения ее гидравлических характеристик по формулам

        − 2

        ⋅ Q,

        (8.31)

        уо.вх уо.вых уо.i уо.i уо.i

        tуо.вых tуо.вх Δtуо, (8.32)

        где Pуо.вх – фактическое давление на входе установки осушки, кгс/см2;

        Pуо.вых – фактическое или расчетное давление на выходе установки осушки, кгс/см2;

        Qуо.i – расход газа в i-й нитке установки осушки газа, тыс. м3/сут;

        Вуо.iСуо.i – коэффициенты для i-й технологической линии установки осушки газа; tуо.вх – температура на входе установки осушки газа при условии tуо.вх tаво.вых°С; tуо.вых – температура на выходе установки осушки газа, °С;

        Δtуо – поправка по температуре, °С.

        Расход газа через установку осушки в i-й технологической линии Qуо.i, тыс. м3/сут, определяется по формуле


         

        Qуо.i = Qуо / mуо,

        где Qуо – расход газа на входе установки осушки газа, тыс. м3/сут;

        mуо – количество технологических линий установки осушки газа, работавших в момент замера параметров.

        В качестве коэффициентов Вуо.iСуо.принимаются величины, полученные методом наименьших квадратов по формуле (8.31) по фактическим замерам расхода газа, давления на

        входе и выходе установки осушки за анализируемый период.

        В качестве поправки по температуре Δtуо принимается величина, полученная в результате усреднения значений, рассчитанных по формуле (8.32) по фактическим замерам температуры на входе и выходе установки осушки газа за анализируемый период.

        Коэффициенты ВуоСуо и Δtуо используются при проведении расчета технологического

        режима работы установки осушки.

      2. Расчет технологического режима работы установки осушки газа выполняется по формулам

        Pуо.вых = (2 .вх  Bуо.i  Q2 i  Cуо.i )1/ 2 ,

        (8.33)

        уо уо.


         

        tуо.вых = tуо.вх Δtуо. (8.34)

        Значения параметров газового потока на входе установки осушки газа задаются по результатам расчета технологического режима АВО ДКС последней ступени сжатия ДКС

        Pуо.вх = Pаво.вых,

        tуо.вх = tаво.вых.

        Расход газа через сепаратор в i-й технологической линии определяется из соотношения


         

        Qуо.Qуо mуо, (8.35)


         

        где Qуо – расход газа на входе установки осушки газа, тыс. м3/сут;

        mуо – количество работающих технологических линий установки осушки газа, определяемое по условиям

        mуо = nрез+ Qуо / Qуо.макс, (8.36) Qуо.i > Qуо.мин,

        где Qуо.минQуо.макс – минимальная и максимальная нагрузки по газу на одну технологиче-

        скую линию, указываемые изготовителем оборудования, тыс. м3/сут.

        Расчет двухступенчатой осушки газа может выполняться по предложенной методике в две итерации.

      3. Для параметров процесса осушки газа, учитывая массообменную эффективность абсорбера или динамическую емкость адсорбента и нормативную ТР осушенного газа, определяется необходимая концентрация регенерированного гликоля или работоспособность адсорбента. Методика расчета параметров технологического режима работы УКПГ приведена в приложении Г.

При невозможности получения ТР осушенного газа в соответствии с ОСТ 51.40 принимается решение о модернизации оборудования или технологической схемы абсорбционной осушки газа или замене адсорбента.

    1. Требования к расчету технологического режима ТДА.

      1. Анализ текущего состояния ТДА выполняется с целью уточнения его термодинамических характеристик по обобщенной зависимости, описывающей работу ТДА

        tтда.вых = f(tтда.вх, Pтда.вх, Pтда.вых, Δtаво, tос, ηкомпр, ηдет), (8.37)

        где tтда.вых – температура на выходе ТДА, °С;

        tтда.вх – температура на входе ТДА при tтда.вх tуо.вых°С;

        Pтда.вхPтда.вых – фактические давления на входе и выходе ТДА, кгс/см2;

        Δtаво – перепад температуры на холодном конце теплообменника (недорекуперация АВО), °С;

        ηкомпрηдет – коэффициенты полезного действия компрессора и детандера. На основе мониторинга уточняются значения Δtавоηкомпрηдет.

        Для упрощенных расчетов ТДА допускается использование формулы

        Ртда.вых = Ртда.вх  (tтда.вх  tтда.вых)/Атда, (8.38) где Атда – эмпирический коэффициент, °С/(кгс/см2).

        В качестве коэффициента Атда принимается величина, полученная в результате усреднения значений, рассчитанных по формуле (8.38) по фактическим замерам температуры газа

        и перепада давления на ТДА за анализируемый период.

        Коэффициент Атда используется при проведении расчета технологического режима работы ТДА.

      2. Расчет технологического режима ТДА выполняется с использованием зависимости (8.37) или по формуле (8.38).

    1. Требования к расчету технологического режима СОГ.

      1. Анализ текущего состояния СОГ выполняется с целью уточнения его термодинамических характеристик по обобщенной зависимости, описывающей работу СОГ

        tсог.вых = f(tсог.вх, tтр, tос, Pсог.вх, ΔРсог, Qсог.вх), (8.39) где tсог.вых – температура на выходе СОГ, °С;

        tсог.вх – температура на входе СОГ, °С;

        tтр – точка росы газа по влаге, °С;

        tос – температура окружающей среды, °С;

        Pсог.вх – фактическое давление на входе в СОГ, кгс/см2;

        ΔРсог – фактические потери давления при прохождении газа через СОГ, кгс/см2;

        Qсог.вх – фактический расход газа на входе в СОГ, млн м3/сут.

        На основе мониторинга уточняются значения tсог.выхtсог.вхΔРсог. Для упрощенных расчетов СОГ допускается использование формулы

        Рсог.вых = Рсог.вх  ΔРсог(8.40)

        ΔРсог ΔРпр·(Qсог.вх /Qсог.пр)2, (8.41) где ΔРпр – проектное значение потерь давления в СОГ, кгс/см2;

        Qсог.пр – проектный расход газа на входе в СОГ, млн м3/сут.

      2. Расчет технологического режима СОГ выполняется с использованием зависимости (8.39) или по формуле (8.40). Методика расчета технологического режима работы СОГ приведена в приложении Д.

    1. Требования к расчету технологического режима МПК.

      1. Анализ текущего состояния МПК выполняется аналогично анализу текущего состояния шлейфов при следующих отличиях:

        • дифференциальные уравнения записываются для одной (газовой) фазы и решаются относительно конечного давления (обратная задача) входа на ГКС;

        • результатом расчета являются входные давления в МПК.

          Критерий оценки гидравлического состояния участков МПК определяется функциональной зависимостью

          ξмпк f(Ампк.ф /Ампк.рτ), (8.42)

          где Ампк.ф – фактическая пропускная способность МПК;

          Ампк.р – расчетная пропускная способность МПК;

          τ – время (τ = 0 соответствует началу периода, на протяжении которого проводится анализ фактических данных).

          Зависимость ξмпк используется при проведении расчета технологического режима работы участков МПК.

      2. Расчет технологического режима МПК производится для заданных отборов газа из пласта по системе нелинейных уравнений материального баланса, движения и теплообмена всех расчетных участков, характеризующихся постоянством массового расхода относительно известных расходов и температур в источниках (точках входа газового потока), расходов в стоках (точках выхода газового потока) и заданного давления в любой точке трубопроводной системы. Основные дифференциальные уравнения следует решать относительно конечного давления на входе ГКС (обратная задача). В результате расчета МПК определяются входные давления в МПК.


 

  1. Алгоритм расчета технологического режима работы газового промысла

    1. Технологический режим работы газового промысла рассчитывается в диапазоне суточных отборов газа от 0 до 1,5·Qгп.ср, где Qгп.ср – средний за год суточный отбор газа по промыслу.

      Расчет проводится для двух режимов работы промысла:

      • максимальный режим – при максимально допустимых оборотах компрессоров и отключении всех редуцирующих устройств;

      • номинальный режим – при номинальных оборотах компрессоров и подключении редуцирующих устройств, которые использовались в последнем технологическом режиме.

    2. Пластовые давления для скважин определяются путем последовательных итераций в процессе расчета параметров системы «пласт – скважины – шлейфы» с использованием действующей газодинамической модели залежи. При отсутствии действующей газодинамической модели залежи допускается производить расчет пластового давления скважин по формуле

      рi/z(pi) = f(Qi), (9.1)


       

      где pi – пластовое давление в месте расположения i-й скважины;

      z(pi) – коэффициент сверхсжимаемости газа;

      Qi – объем газа, добытого с i-й скважины на момент времени, на который рассчитывается технологический режим работы промысла.

    3. Заданный суточный отбор газа для первой итерации распределяется по скважинам пропорционально дебитам скважин в соответствии с последним технологическим режимом работы промысла. При данном распределении суточного отбора по скважинам рассчитывается пластовое давление для каждой скважины на следующий квартал с использованием газодинамической модели залежи.

      Рассчитываются технологические режимы работы скважин и промысловых шлейфов при полученном распределении пластового давления. Если расхождение между давлениями на выходе шлейфов больше заданной величины, дебиты скважин следует корректировать таким образом, чтобы выравнять эти давления. Затем вновь проводится расчет пластовых давлений.

      Итерационный процесс подбора пластового давления завершается после выравнивания расчетных давлений на выходе шлейфов. В результате расчета получают распределение пластового давления и суточного отбора по скважинам, параметры работы скважин и шлейфов, давление и температуру газа на выходе газосборной сети при заданном суточном отборе газа с промысла.

    4. Параметры газового потока, полученные на выходе системы «пласт – скважины – шлейфы» во всем диапазоне суточных отборов газа, следует использовать при последовательном расчете технологических режимов блока входных сепараторов, ДКС, установки осушки газа, АВО и ТДА.

    5. В результате расчета получают максимальную и номинальную характеристики газового промысла до входа в МПК в виде зависимостей

      Ргп.макс f(Qгп), (9.2)

      Ргп.ном f(Qгп), (9.3)


       

      где Ргп.макс – максимально возможное давление на выходе УКПГ перед МПК при максимальном режиме работы промысла, кгс/см2;

      Ргп.ном – номинальное давление на выходе УКПГ перед МПК при номинальном режиме работы промысла, кгс/см2;

      Qгп – суточный отбор с газового промысла (на входе МПК), тыс. м3/сут.

      Зависимость максимальной и номинальной характеристики газового промысла до входа в МПК представлена на рисунке 9.1.

    6. Технологический режим МПК при значениях отбора газа с промысла в диапазоне

      от 0 до 1,5·Qгп.ср рассчитывается путем обратного счета: задается давление на выходе МПК, равное давлению на входе ГКС, и определяются параметры газового потока на входе МПК.

      Пример определения рабочих характеристик газового промысла представлен на рисун-

      ке 9.1, где Qгп.ном – суточный отбор газа с промысла при номинальном режиме работы промысла и Qгп.мак – суточный отбор газа с промысла при максимальном режиме работы промысла.

    7. В результате расчета получают характеристику МПК, определяемую в виде зависимости

      Рмпк.вх f(Qгп), (9.4)


       

      где Рмпк.вх – давление на входе МПК, кгс/см2;

      Qгп – расход газа на входе МПК, тыс. м3/сут.


       

      image


       

      image image image

      Рисунок 9.1 – Определение рабочих характеристик газового промысла

    8. Точка пересечения характеристик Ргп.макс f(Qгп) и Рмпк.вх f(Qгп) соответствует максимально возможному режиму работы промысла с параметрами Qгп.макс и Ргп.макс. Обеспечить отбор газа с промысла выше Qгп.макс без нарушения технологии эксплуатации оборудования невозможно.

      Точка пересечения характеристики Ргп.ном f(Qгп) и Рмпк.вх f(Qгп) соответствует номинальному режиму работы промысла с параметрами Qгп.ном и Ргп.ном.

    9. В случае, если заданный отбор газа с промысла меньше номинального режима работы промысла, следует производить оптимизацию работы промысла с целью реализации энергосберегающего режима работы промысла, обеспечивающего заданный отбор.

      Оптимизация работы промысла проводится исходя из характеристик используемого оборудования в ДКС с целью снижения расхода топливного газа, уменьшения количества технологических линий установки осушки газа, снижения количества метанола, подаваемого в скважину для предотвращения гидратообразования.

    10. Пример составления и оформления технологического режима работы газового промысла приведен в приложении Е.


       

  2. Правила оформления и представления отчетных документов


     

    1. Формы отчетных документов представлены в приложении Ж.

    2. Порядок представления отчетных документов в ОАО «Газпром».

      1. Технологический режим работы газового промысла составляется предприятием, ведущим разработку месторождения (недропользователем), и передается на согласование организации, осуществляющей авторское сопровождение разработки месторождения, за 10 дней до начала квартала, на который составляется технологический режим.

      2. Организация, осуществляющая авторское сопровождение разработки месторождения, должна в течение 3 дней рассмотреть технологический режим и представить недропользователю свои замечания.

      3. Недропользователь должен в течение 5 дней доработать технологический режим работы газового промысла и после согласования с организацией, осуществляющей авторское сопровождение разработки месторождения, передает его на утверждение в управление ОАО «Газпром», имеющее полномочия рассматривать данные документы.

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Методика определения устьевого давления скважины, выносящей пластовую воду

Расчет потерь давления в газовой скважине с учетом наличия жидкости в потоке газа производится с использованием экспериментально полученной зависимости, приведенной на рисунке А.1, удельных потерь давления на трение в вертикальной скважине от модифицированного параметра Фруда по газу Fr* при различных значениях параметра Фруда по жидкости Frж.

Удельные потери давления на трение в вертикальной скважине вычисляют по формуле

image

ΔР ,

ρж ⋅ ⋅ L


 

(А.1)

где Δ– перепад давления в трубе, кгc/см2;

ρж – плотность жидкости, кг/м3;

– ускорение свободного падения, м/с2;

– длина трубы, м.

Модифицированный параметр Фруда по газу Fr* вычисляют по формуле

2

ρ

 

image

Fr* г ⋅ ρж

image

,

⋅ D

(А.2)

где ρг – плотность газа при рабочих условиях, кг/м3;

– скорость газа, м/с;

– диаметр трубы, м.

Параметр Фруда по жидкости Frж вычисляют по формуле

w2

image

Frж g ⋅ ,


 

(А.3)

где – средняя по сечению трубы скорость жидкости, которую иногда называют «истинной скоростью жидкости», м/с.

Методика определения устьевого давления скважины по заданным забойному давлению, расходу газа и расходу жидкости заключается в численном интегрировании уравнения закона гидравлического сопротивления (А.4) по следующему алгоритму:

dP

image

= ρг ⋅ i(Fr*,Frж )⋅ρж ⋅ g,

dL

(А.4)


 

  1. Задаться шагом интегрирования ΔL, внутри которого считать, что плотность газа,

    температура и расход жидкости – величины постоянные;


     

    image


     

    Рисунок А.1 – Экспериментальная зависимость потерь давления в вертикальной скважине от модифицированного параметра Фруда по газу и параметра Фруда по жидкости


     

  2. Задаться давлением в начале шага;

  3. Определить плотность газа, а также параметры Fr* и Frж;

  4. По уравнению закона гидравлического сопротивления найти потери давления на участке ΔL;

  5. Повторяя операцию, найти распределение давления по всему стволу скважины и устьевое давление.

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Расчет условного коэффициента теплопередачи от газа в стволе скважины в окружающие скважину породы

c.р

 

Средний условный расчетный коэффициент теплопередачи *

, ккал/(м·ч·°С), опре-

деляют по формуле


 

K *


 

2π ,


 

(Б.1)

image

c.р N

image

image

⋅ ln dэк +

image

1 ⋅  ln

image

d+

image

image

1 ⋅ ln dд +

image

image

1 ⋅ ln Rвл

λэкв

Dлк

λц i=1

Diλц

Dн λп Rс

где λэкв – эквивалентный коэффициент теплопроводности газа в кольцевом зазоре между лифтовой и эксплуатационной колоннами, ккал/(м·ч·°С);

λцλп – коэффициенты теплопроводности цемента и породы, ккал/(м·ч·°С);

dэк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

dд – диаметр долота, м;

di – внутренний диаметр наружной промежуточной колонны, м;

Dлк