34

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВенного объекта 6

1. Геологическая характеристика месторождения 6

1.2. Общая характеристика системы подготовки газа и газового конденсата 8

1.3. Основные объекты установки 8

1.4. Фонд скважин и характеристика газосборных коллекторов 9

2. ХАРАКТЕРИСТИКА исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 12

2.1. Состав конденсата газового нестабильного 12

2.2. Состав газа сепарации 13

2.3. Конденсат газовый нестабильный в смеси с попутной нефтью 14

2.4. Требования к качеству товарного газа 15

2.5. Метанол технический ГОСТ 2222-95. Технические условия 16

2.6. Водометанольный раствор 17

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОго ПРОЦЕССА И технологической СХЕМЫ производственного процесса 18

3.1. Описание обвязки устья и куста газоконденсатных скважин 18

3.1. Сбор газа и конденсата 19

3.2. Замер дебита куста или скважины 20

3.3. Осушка и охлаждение газа 23

3.4. Эжекция газа разгазирования конденсата 27

3.5. Цех разделения углеводородного конденсата и насыщенного метанола 28

3.6. Обеспечение воздухом КИПиА 29

3.7. Факельная система 29

3.9. Дренажная система 29

3.10. Водоснабжение 30

3.11. Описание системы автоматизации 31

3.11.1. Описание пpогpаммного обеспечения 32

3.11.2. Опеpационная система 32

3.11.3. ОПИСАНИЕ АСУ ТП 33

3.12. Узел замера газа 33

3.12.1. Назначение 33

3.12.2. Технические данные 34

3.12.3. Содержание отчетов комплекса ROC-407 34

3.13. Перечень контролируемых аналоговых параметров 35

3.14. Перечень контролируемых исполнительных механизмов, управляемых дистанционно 38

3.15. Перечень контролируемых исполнительных механизмов 39

4. Нормы технологического режима 40

4.1. Расходные нормы сырья, реагентов, энергии 41

5. КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА 42

5.1. Аналитический контроль 42

5.2. Средства систем сигнализации и блокировок при контроле технологического процесса 44

6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях 54

6.1. Подготовка установки к пуску 54

6.1.1. Прием на установку воды 55

6.1.2. Прием воздуха КИП 55

6.2. Пуск установки 55

6.3. Нормальная остановка установки 57

6.4. Переключение с рабочей технологической нитки на резервную 58

7. безопасная эксплуатация производства 59

7.1. Основные опасности производства 59

7.1.1. Природный газ 60

7.1.2. Метанол 61

7.1.3. Водометанольный раствор 61

7.1.4. конденсат газовый нестабильный 62

7.1.5. Характеристика пожаро-, взрывоопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства 63

7.2. Классификация помещений, территорий по пожаро- и взрывоопасности 67

7.3. Возможные неполадки технологического процесса, причины и способы их устранения 68

7.4. Пожарная безопасность 72

7.5. Основные правила аварийной остановки установки 74

7.5.1. Прекращение подачи электроэнергии 74

7.5.2. Прекращение подачи воздуха КИПИА 75

7.5.3. Прорыв газа и конденсата 75

7.5.4. Пожар на установке 75

7.6. Меры безопасности при ведении технологического процесса 76

7.7. Мероприятия по защите от статического электричества 77

7.8. Защита технологического оборудования УКПГ от коррозии 78

7.9. Газоопасные работы, обеспечение газовзрывобезопасности 78

7.10. Дополнительные мероприятия при работе в зимних условиях 80

7.11. Средства индивидуальной защиты работающих 81

8. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации 82

8.1. Характеристика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу 82

8.2. Подготовка сточных вод и их утилизация 85

8.3. Отходы производства и методы их утилизации 85

9. характеристика технологического оборудования 87

10. ПЕРЕЧЕНЬ нормативной документации и обязательных инструкций 92

10.1. Общие положения 92

10.2. Перечень нормативных документов, обязательных к руководству и выполнению работниками УГПУ 92

10.3. Перечень инструкций по охране труда, по охране труда и промышленной безопасности для профессий работников ГКП-8 94

10.4. Перечень инструкций по охране труда, по охране труда и промышленной безопасности 95

11. ОПЫТНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ НИТКА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ АБСОРБЦИИ (НТА) 96

11.1 Описание технологического процесса и технологическая схема установки НТА 96

11.2. Узел разделения углеводородного конденсата и насыщенного метанола 98

11.3. Дренажная система 101

11.4 Факельная система 101

11.5. Нормы технологического режима опытной нитки НТА 101

11.6. Возможные неполадки технологического процесса, их причины и способы устранения 104

11.7. Спецификация основного технологического оборудования 105

11.8. Перечень контролируемых аналоговых параметров технологической нитки НТА 106

11.9. Ведомость предохранительных клапанов технологической нитки НТА 107

11.10. Нормальный пуск, остановка и переключение на резервное оборудование 108

11.10.1. Подготовка к пуску технологической нитки НТА 108

11.10.2. Пуск технологической нитки НТА 108

11.10.3. Нормальная остановка технологической нитки НТА 110

12. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА 113

1. Общая характеристика производстВенного объекта

«Технологический регламент установки комплексной подготовки газа УКПГ-8В ГКП №8» разработан в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03. Технологический регламент является основным техническим документом и определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режим и рецептуру производства продукции, показатели качества продукции, безопасные условия работы и действующие нормативные документы.

Установка комплексной подготовки газа УКПГ–8В предназначена для получения очищенного и осушенного газа, соответствующего требованиям ОСТ 51.40-93 СТО Газпром 089-2010 и выделения конденсата газового нестабильного в смеси с попутной нефтью по ТУ 0271-002-05751745-2003.

На УКПГ-8В применена типовая схема низкотемпературной сепарации газа с использованием высокоэффективного оборудования повышенной единичной мощности.

Учитывая суровые природно-климатические условия Уренгойского месторождения для обеспечения нормальной работы и бесперебойной подачи газа и нестабильного углеводородного конденсата, УКПГ-8В запроектирована (совместно с УКПГ-8) в автономном режиме в обеспечении энергоресурсами: электроэнергией, паром, водой, сжатым воздухом.

Наличие склада метанола и дизтоплива позволяет длительное время обходиться без их подвоза. Контроль параметров работы и управление основными технологическими процессами производится с использованием управляющего вычислительного комплекса УВК АСУ ТП с использованием микропроцессорной техники (фирмы Foxboro).

Проект разработки месторождения выполнен ООО «Газпром ВНИИгаз», п. Развилка Московской области. Генеральный проектировщик – ОАО «ВНИПИгаздобыча», г. Саратов.

Установка УКПГ-8В введена в эксплуатацию в декабре 1986 г.

1. Геологическая характеристика месторождения

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной части Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области к северо–востоку от г. Новый Уренгой.

Промышленная разработка газоконденсатных залежей нижнемелового продуктивного комплекса Уренгойского месторождения начата в январе 1985 года на основании «Комплексного проекта разработки» (1979 г.), предусматривающего первоначально максимальный уровень годового отбора газа и нестабильного конденсата в объеме соответственно 25 млрд. м³ и 3,6 млн. т в год. В настоящее время разработка ведется на основании «Проекта разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек нижнемеловых отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения на полное развитие», ООО «ТюменНИИгипрогаз»– 2008 г.

Ввиду сложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатации залежей трижды (1986, 1988, 1991 гг.) переутверждались запасы газа и конденсата.

Нижнемеловой нефтегазоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750-3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного комплекса газоконденсатных залежей, низким фильтрационно-емкостными характеристиками, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и др. особенностями.

В распространении нижнемеловых залежей и запасов по типу углеводородного сырья отмечается вертикальная зональность:

- в интервале глубин 1700-2450 м размещены газоконденсатные залежи (первый эксплуатационный объект);

- в интервале 2570 - 3075 м, начиная с горизонта БУ8°, расположено 9 газоконденсатных и газонефтеконденсатных залежей (II, III, эксплуатационные объекты).

В неокомском стратиграфическом комплексе газонефтеносность связана с 17-ю продуктивными пластами, содержащими 25 залежей газа, конденсата и нефти.

В разряде неокома сгруппированы 4 эксплуатационных объекта.

Непосредственно УКПГ-8В (Северный купол) охватывает газоконденсатные залежи трех эксплуатационных объектов и представлены пластами:

I экспл. объект: ПК₁₉, ПК₂₁, АУ₉, БУ₀,БУ_1-2, БУ₅.

II экспл. объект: БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉.

III экспл. объект: БУ₁₀, БУ₁₁¹, БУ₁₁², БУ₁₂¹.

Потенциальное содержание фракций С₅ в пластовом газе, добываемом из валанжинских залежей в зоне УКПГ-8В (начальное), составляло, г/м³:

I объект – 84

II объект – 134

III объект - 149

Пластовое давление (начальное), МПа:

I объект -23,5

II объект - 27,5

III объект -28,9

Текущее пластовое давление (III кв. 2009г.) (Iкв.2013г.), МПа:

Iа объект – 14,74 13,3

Iб объект – 15,64 15,5

II объект – 11,1 10,9

III объект – 12,08 10,8

Текущее устьевое давление (III кв. 2009г.) (Iкв.2013г.), МПа:

Iа объект – 10,58 11,3

Iб объект – 9,97 13,0

II объект – 7,58 8,4

III объект – 7,66 8,3

Общий фонд скважин – 140 скв.

I. Эксплуатационный фонд – 101 100 скв.

II. В консервации – 16 15 скв.

III. Пьезометрические и наблюдательные – 23 25скв.

Конструкция скважин

Валанжинские скважины Уренгойской площади имеют следующую конструкцию:

• направление ø 426х16 мм - спущено на глубину 150 м;

• кондуктор ø 325 324х12 мм - спущен на глубину до 600 м;

• техническая колонна ø 245х12 мм спущена на глубину до 1380 м;

• эксплуатационная колонна ø 168х10 мм спущена на глубину - 3000м.

Скважины, эксплуатирующиеся по пакерному способу, имеют ниже пакера хвостовик. Эксплуатация ведется по насосно-компрессорным трубам (НКТ).

Если диаметр НКТ - 89 мм - хвостовик ø 73 мм.

Если диаметр НКТ - 101,6 мм - хвостовик ø 89 мм;

Если диаметр НКТ - 114 мм - хвостовик ø 101,6 мм.

Для оборудования устья скважин используются колонные головки ОКК-2-21-168х245х324, КГ 12 3/4-9 5/8-6 5/8-350 фонтанная арматура АФК 6-100/100*210 ХЛ, АФК 6-100/100*350 ХЛ Бакинского завода и Воронежского механического завода, 12 3/4 х 9 5/8 х 6 5/8 х 2 7/8 - 5000 Psi DKG-EAST Венгерско-Российского совместного предприятия, 12 3\4 х 9 5\8 х 6 5\8х 3 1\2 5000 BREDA ENERGIA Итальянского производства.